9.16. Допускається розкриття будь-якого вибухозахищеного апарата або приладу, установленого у вибухонебезпечному приміщенні (зоні), після зняття напруги з його струмопровідних частин, а в апаратах і приладах з елементами, які нагріваються у процесі роботи, після зменшення їх температури нижче безпечної для спалахування газоповітряної суміші. Не допускається перевірка електричних частин систем контролю, телемеханіки, реєстрації, автоматики та протиаварійного захисту у вибухонебезпечних зонах тестером, мегомметром та іншими приладами у звичайному виконанні.
9.17. За герметичністю вибухозахищених оболонок і ущільнень ввідних пристроїв, апаратури, приладів, апаратів повинен бути організований періодичний нагляд. Не допускається експлуатація вибухозахищених апаратів, приладів та апаратури з ослабленими елементами ущільнень.
Не допускається установлення додаткових прокладок в ущільненнях, якщо це не передбачено їх конструкцією або інструкцією з експлуатації.
Не дозволяється заміняти параметри вибухозахисту, кріпильний і ущільнювальний матеріал іншим матеріалом, який не відповідає вимогам підприємства-виробника.
9.18. Не допускається сумісне установлення в щитах місцевої автоматики приладів, до яких підводиться горюче або вибухонебезпечне середовище, параметри якого вимірюються (навіть через розділювальну рідину), та електричних КВПіА (з їх живленням) у невибухозахищеному виконанні.
9.19. Не дозволяється введення імпульсних трубок з горючими газами і рідинами в приміщення операторних КВПіА. При цьому імпульс, параметри якого вимірюються, повинен подаватись по імпульсній трубці, що заповнена негорючими, незамерзаючими рідинами через розділювальні посудини. За рівнем рідини в посудинах і герметичністю автоматичних відсікальних пристроїв у них повинен бути організований періодичний контроль. Не допускається експлуатація розділювальних посудин з рівнем рідини в них, зниженим порівняно з нормальним. Після демонтажу вимірювального приладу на вільному кінці імпульсної трубки повинна бути встановлена заглушка (пробка), розрахована на максимальний робочий тиск.
9.20. Застосування КВПіА з ртутним заповненням повинно бути максимально обмежено.
9.21. Продування імпульсних трубок на діючих установках (агрегатах, об'єктах тощо) необхідно виконувати тільки з дозволу відповідальної особи за безпечну експлуатацію установки (агрегату, об'єкта тощо) з попереднім виконанням відповідних заходів безпеки. Горючі рідини необхідно зливати в спеціальні ємності для продування.
9.22. Манометри та інші контрольно-вимірювальні прилади повинні бути встановлені так, щоб їх покази були добре видні з робочих місць, і мати червону лінію на шкалі поділок, яка відповідає граничнодопустимому тиску в посудині.
9.23. Кузов і устаткування пересувної лабораторії КВПіА, а також устаткування, яке випробовується, повинні бути заземлені дротом з гнучкого мідного провідника із перерізом не менше 10 мм2.
Не допускається використання для заземлення лабораторії жил заземлення силового кабелю живлення.
V. ВИМОГИ БЕЗПЕКИ ПІД ЧАС ЕКСПЛУАТАЦІЇ ОСНОВНИХ ОБ'ЄКТІВ І СПОРУД
1. Лінійна частина
1.1. Експлуатацію, ремонт і відновлення магістральних нафтопроводів слід проводити відповідно до вимог РД 39-30-114-78 "Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов", затвердженого Міннафтопромом СРСР 14.12.78 (далі - РД 39-30-114-78), РД 39-30-499-80 "Положение о техническом обслуживании и ремонте линейной части магистральных нефтепроводов", затвердженого Міннафтопромом СРСР 31.12.80 (далі - РД 39-30-499-80), РД 39-30-295-79 "Руководство по очистке магистральных нефтепроводов", затвердженого Міннафтопромом СРСР 10.12.78 (далі - РД 39-30-295-79), РД 39-110-91 "Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах", затвердженого Міннафтогазпромом СРСР 29.10.91 (далі - РД 39-110-91), НАПБ А.01.001-2004, НАПБ В.01.021-97/510 та чинного законодавства.
1.2. Охоронна зона МН повинна відповідати вимогам Правил охорони магістральних трубопроводів.
1.3. Підприємства магістральних нафтопроводів зобов'язані систематично контролювати технічний стан лінійної частини магістральних нафтопроводів та своєчасно усувати виявлені дефекти.
1.4. У підрозділах підприємств магістральних нафтопроводів повинні бути розроблені відповідно до чинного законодавства плани локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій та організоване проведення навчально-тренувальних занять з обслуговувальним персоналом з ліквідації імовірних аварійних ситуацій, передбачених ПЛАС, згідно із затвердженим графіком.
1.5. Для забезпечення надійної та безпечної роботи лінійної частини МН підприємства магістральних нафтопроводів та їх підрозділи зобов'язані:
- проводити спорудження, реконструкцію та ремонт магістрального нафтопроводу спеціалізованими будівельно-монтажними організаціями чи підрозділами згідно з проектом, що отримав позитивну експертну оцінку, та здійснювати ефективний технічний нагляд за ходом спорудження, ремонту чи реконструкції магістральних нафтопроводів;
- забезпечувати прийняття об'єктів магістральних нафтопроводів в експлуатацію у встановленому порядку;
- здійснювати систематичні візуальні обстеження лінійної частини нафтопроводів;
- виконувати періодичні обстеження лінійної частини з використанням технічних засобів (засобів внутрішньої та зовнішньої діагностики тощо);
- виконувати технічне обслуговування лінійної частини нафтопроводів у встановлених обсягах та в установлені терміни;
- своєчасно виконувати ремонтно-профілактичні роботи;
- своєчасно виводити з експлуатації дільниці магістральних нафтопроводів, що не відповідають вимогам безпеки;
- періодично інформувати землекористувачів та територіальні органи виконавчої влади про місцезнаходження магістральних нафтопроводів та режим охоронних зон, контролювати стан охоронних зон та безпеку виконання робіт в них;
- забезпечувати надійну роботу засобів активного та пасивного захисту магістральних нафтопроводів від корозії;
- забезпечувати своєчасне запобігання аваріям та ліквідацію їх на лінійній частині магістральних нафтопроводів.
1.6. Комплекси робіт з візуального огляду та обстеження лінійної частини МН із застосуванням технічних засобів, технічного обслуговування, поточного та капітального ремонту виконуються відповідно до вимог нормативних документів.
1.7. Періодичність та обсяги візуальних оглядів лінійної частини встановлюються підприємствами магістральних нафтопроводів залежно від специфічних умов експлуатації магістральних нафтопроводів та регламентуються відповідними документами нормативно-технічного характеру.
1.8. Обстеження лінійної частини магістральних нафтопроводів з застосуванням технічних засобів здійснюються відповідно до Програм обстеження та на основі Методик обстеження технічного стану та стану безпеки магістральних нафтопроводів із застосуванням відповідних технічних засобів (внутрішньотрубних дефектоскопів, засобів зовнішньої діагностики тощо), що розробляються підприємствами.
1.9. Періодичність обстеження лінійної частини магістральних нафтопроводів з застосуванням технічних засобів визначається підприємством магістральних нафтопроводів залежно від конкретних умов експлуатації.
1.10. На потенційно небезпечних дільницях магістральних нафтопроводів в доповнення до обстеження із застосуванням технічних засобів повинно виконуватися щорічне контрольне шурфування для візуальної та інструментальної оцінки стану ізоляційного покриття та металу труб.
До потенційно небезпечних належать:
- дільниці з підвищеною корозійною активністю ґрунтів (кислі ґрунти, солончаки тощо);
- дільниці з порушенням охоронної зони, що загрожують безпечній життєдіяльності населення;
- дільниці, де виявлений прогресуючий корозійний знос труб.
1.11. Позачергові обстеження дільниць лінійної частини з застосуванням технічних засобів повинні проводитися:
- якщо в процесі експлуатації виявлена розгерметизація зварних стиків чи їх розриви;
- у разі виникнення наскрізних корозійних дефектів;
- у разі перерв у роботі засобів електрохімзахисту або зниження значень захисного потенціалу нижче мінімально допустимих понад один місяць у зонах впливу блукливих струмів і понад 6 місяців - в інших випадках.
1.12. Виявлені дефекти, що несумісні з подальшою безпечною експлуатацією магістральних нафтопроводів і загрожують виникненню аварійної ситуації, повинні ліквідовуватись у максимально короткий термін.
1.13. Виявлені потенційно небезпечні дефекти лінійної частини повинні фіксуватися в паспорті магістрального нафтопроводу. На основі даних періодичних обстежень експлуатаційні служби повинні контролювати динаміку розвитку виявлених потенційно небезпечних дефектів і, у випадку їх прогресування, ужити заходів щодо визначення залишкового ресурсу безпечної експлуатації або ліквідації дефекту.
1.14. Дефектні зварні стики, наскрізні корозійні та механічні пошкодження та інші дефекти, що несумісні з подальшою безпечною експлуатацією магістральних нафтопроводів ремонтуються, як правило, вирізанням дефектних ділянок і вварюванням котушок. Допускаються й інші методи і технології ремонту та відновлення несучої здатності труб, що отримали позитивну експертну оцінку та відповідний дозвіл Держгірпромнагляду.
1.15. Траса магістральних нафтопроводів повинна позначатися на місцевості знаками закріплення траси висотою 1,5 - 2,0 м, установленими на відстані, як правило, 1 км один від одного. Ці знаки повинні мати єдину нумерацію.
1.16. На перетинах магістральних нафтопроводів із шосейними дорогами, залізничними коліями, газопроводами та іншими інженерними комунікаціями повинні встановлюватися відповідні знаки і попереджувальні плакати про місцезнаходження нафтопроводу з зазначенням адреси і номера телефону найближчої НПС чи АВП.
1.17. Уздовж траси магістральних нафтопроводів повинен бути передбачений проїзд для машин аварійно-відновлювальної служби.
1.18. Запірна арматура на магістральному нафтопроводі повинна мати:
- нумерацію відповідно до технологічної схеми;
- покажчики положень "Відкрито" і "Закрито";
- запобіжні пристрої (ланцюги, замки) проти випадкового відкривання.
1.19. Запірна арматура на трасі магістрального нафтопроводу повинна огороджуватися, а ворота огорожі та кришки колодязів закриватися на замок. Огорожа запірної арматури повинна мати попереджувальні написи.
1.20. У місцях приєднання до нафтопроводу дренажних кабелів катодних і дренажних установок на вимірювальних колонах повинні бути встановлені знаки з написом "Дренажний кабель".
1.21. При обході траси магістрального нафтопроводу і після повернення персонал повинен повідомляти диспетчера РНУ (ЦДП) чи оператора НПС про своє місцезнаходження.
1.22. За необхідності прокладання трубопроводів в тунелях слід дотримуватись спеціально розроблених для цього правил і норм, у тому числі:
1.22.1. Експлуатація магістральних нафтопроводів, прокладених у тунелях, дозволяється при концентрації парів і газів, що не перевищує ГДК у повітрі робочої зони.
1.22.2. Щоразу перед початком робіт, а також після перерви, відповідальний керівник повинен перевіряти справність телефонного зв'язку.
До робіт у тунелі люди можуть бути допущені тільки після усунення всіх виявлених неполадок систем зв'язку.
1.22.3. Монтаж і ремонт нафтопроводів у тунелі необхідно проводити згідно з проектом та за письмовим дозволом, затвердженим головним інженером підприємства МН або його підрозділу.
1.22.4. При роботі у тунелі повинна бути передбачена його вентиляція. На кожного працюючого повинно надходити не менше 6 м3/хв. при швидкості не більше 6 м/с.
1.22.5. Гнучкі кабелі, що перебувають під напругою, повинні бути розтягнуті й підвішені.
1.22.6. По закінченні роботи пересувних механізмів гнучкий кабель необхідно відключити на найближчому розподільному пункті.
1.23. Ліквідація аварій на магістральних нафтопроводах
1.23.1. Усі роботи з ліквідації аварій необхідно виконувати відповідно до ПЛАС для даного об'єкта (ділянки), складеного з урахуванням вимог НПАОП 0.00-4.33-99, НПАОП 0.00-5.12-01, РД 39-110-91.
1.23.2. Посадова особа, відповідальна за ліквідацію аварій, визначається ПЛАС.
1.23.3. Відповідальний за виконання робіт з ліквідації аварій зобов'язаний:
- установити попереджувальні знаки на підході до аварійної ділянки, огородити місце розливу нафти червоними прапорцями (сигнальними стрічками), а в темний час - світловими сигналами, освітивши аварійну ділянку;
- виставити пости в місцях перетину аварійної ділянки нафтопроводу з залізничними та шосейними дорогами;
- визначити безпечне розміщення техніки й місця відпочинку і харчування працівників.
1.23.4. На місці виконання аварійних робіт повинні знаходитися:
- пожежна автоцистерна чи цистерна місткістю не менше 1500 л, заповнена розчином піноутворювача, з пожежною мотопомпою;
- повстина чи азбестове полотно - 2 од.;
- вогнегасники та відра - по 10 од.;
- лопати та ломи - по 5 од.;
- аптечка з медикаментами і перев'язувальні засоби.
Усі працівники, зайняті ліквідацією аварії, повинні уміти користуватись первинними засобами пожежогасіння і надавати першу допомогу.
В особливо небезпечних випадках (великий розлив нафти) необхідно виставляти пожежні пости з числа добровільної пожежної дружини або особового складу пожежної охорони.
1.23.5. При обстеженні траси нафтопроводу з метою виявлення місць його пошкодження і розливу нафти необхідно дотримуватись таких вимог:
- при добрій видимості траси (у світлу пору) транспортні засоби слід зупиняти не ближче 100 м від місця розливу нафти (з навітряного боку); подальшу розвідку повинен проводити персонал АВП у складі не менше двох осіб, що дотримуються заходів пожежної безпеки;
- при поганій видимості розвідку траси повинна здійснювати група не менше ніж з трьох осіб. Інтервал між групою і транспортними засобами визначає старший групи; у всіх випадках інтервал повинен бути не менше 10 м;
