Written by: Posted on: 30.07.2014

Инструкция пмт 1

У нас вы можете скачать книгу инструкция пмт 1 в fb2, txt, PDF, EPUB, doc, rtf, jar, djvu, lrf!

Инженер выслал мне акт и чертёж участка, где некие границы и размер участка без привязки к местности, колышки на местности не ставил. Должен ли я акт согласовывать и соседей искать, все ли правильно сделал инженер? У меня наклевывается судебный спор с соседями, видимо.

Добрый день Павел, вы сами должны за 7 дней оповестить всех соседей — собственников смежных земельных участков о том, что на вашей территории будут проводиться работы по межеванию границ, попросите их присутствовать при осуществлении процедуры, а также при определении инженерами границ участка, согласовав с ними все возможные вопросы.

Извещения с подписью о вручении соседям передаются кадастровому инженеру. За отдельную плату оповещениями может заняться и геодезическая компания. Если соседи были вовремя извещены, но не явились в срок или не явились вообще , межевание границ проводится без их участия. Судя по всему вы обращались в коммерческую геодезическую компанию, за установку колышков по периметру участка они обычно берут отдельную плату. Те соседи которые согласовали границы должны подписать акт согласования.

А те кто не явились или не согласны, должны подать отказ от согласования или составляется акт об отсутствии согласования. TerraFaq жилищные и земельные вопросы Бесплатные консультации юриста. Регионы 8 доб. Что такое проект межевания территории земельного участка и как выглядит его образец. Если вы хотите узнать, как решить именно Вашу проблему - обращайтесь к консультанту: Без проведения межевания нельзя осуществить куплю-продажу земли , ее дарение, аренду, деление или объединение и пр.

Образец текстовой части проекта межевания территории линейного объекта. Образец графической части проекта межевания территории линейного объекта. Это объясняется тем, что образец проекта межевания создается в составе либо на основании проекта планировки, который уже содержит все нужные сведения по обоснованию решений по планировке конкретного земельного участка.

Разработка проекта межевания должна вестись при учете расположения сооружений культурно-исторического наследия и местоположения участка по отношению к землям особого назначения. Межевание может осуществляться как юридическим, так и физическим лицом, при наличии у оного лицензии, разрешающей занятие геодезической и картографической деятельностью.

Все работы, касающиеся установления границ участка, оплачивает непосредственно его владелец. Произведите пуск при полной нагрузке механизма от напряжения сети. Трогание с места должно происходить без затруднений. Под действием асинхронного вращающего момента двигатель разгоняется, преодолевая момент сопротивления механизма.

Возможен разгон до скорости, при которой моменты вращения двигателя и сопротивления механизма сравняются. Далее двигатель работает в установившемся асинхронном режиме с постоянной скоростью вращения. При первых пусках с механизмом замерьте время пуска и сравните с расчетным.

Расчетная уставка тока для надежности несколько больше значения тока, установившегося асинхронного режима. Они устанавливаются организациями, проектирующими установку всего агрегата, на основании технических условий на двигатели и указываются в технической документации на агрегат.

Пробные пусковые режимы пусковое напряжение, время пуска, частота пусков не должны превосходить по тяжести допустимые пусковые режимы согласно техническим условиям на двигатели. После вхождения двигателя в синхронизм проверьте работу масляной и водяной систем и вибрацию подшипников. Номинальная мощность при номинальных значениях параметров указана в табл.

При потере возбуждения двигатели могут работать в асинхронном режиме при закороченной обмотке ротора. Допустимая величина нагрузки в асинхронном режиме определяется величиной нагрева обмотки статора и не должна. За это время должны быть приняты меры по восстановлению нормальной работы системы возбуждения.

При самозапуске с погашенным полем ротора и ресинхронизации длительность самозапуска не должна превышать допустимого времени пуска двигателя из горячего состояния, а частота самозапуска должна быть не более одного раза в сутки при двухсменной работе двигателя.

Расчет самозапуска выполняет организация, проектирующая электрическую часть промышленной установки. При этом ток в наиболее нагруженной фазе не должен превышать номинального значения. Неисправности клапана продувки, не включается двигатель в сеть. Клапан продувки не открывается или не закрывается из-за неправильной сборки или перекосов. Очистите направляющий стержень, устраните дефекты сборки. В эксплуатации двигатель должен подвергаться ежесменному внешнему осмотру, а также периодическому осмотру, ревизии и ремонту.

Kpeпежные болты и гайки должны быть равномерно затянуты;. Окраска знаков взрывозащищенности и предупредительных надписей должна быть контрастной и сохраняться на весь срок службы двигателя;. Заземляющие зажимы болты, гайки должны быть затянутыми, на них не должно быть ржавчины.

При необходимости они должны быть очищены и смазаны консистентной смазкой;. При осмотре двигателя подтяните крепежные болты и гайки, проверьте исправность блокировочных устройств и т. Следите за чистотой двигателя и помещения, в котором он находится. Обтирайте двигатель чистой ветошью. Не допускайте течи масла из подшипников. Перед остановкой двигателя на ревизию измерьте вибрацию подшипников и при номинальной скорости вращения измерьте сопротивление изоляции обмотки ротора.

Отсоедините двигатель от сети и системы возбуждения. Снимите щиты наружные и внутренние, кожух наружный, воздухоохладители, возбудитель, подшипник со стороны возбудителя. Выведите ротор из статора. Снимите статор с фундаментной плиты. Проверьте статор согласно п. При необходимости осмотрите изоляцию соединений и выводов данной фазы. Осмотрите зубцы стали и вентиляционные каналы. Проверьте крепление активной стали.

Очистите место под установку статора, крепящие болты и резьбовые отверстия. Установите статор на плите по контрольным штифтам. Проверьте разъемы крышек и стояков. Пришабрите их при обнаружении следов масла на стояках. Проверьте самоустанавливаемость вкладыша, собрав подшипник со вставленным в расточку вкладыша и расклиненным неметаллическим рычагом длиной ,5 м. Вкладыш должен поворачиваться при приложении к рычагу момента в 50…60 кгс. При необходимости пришабрите посадочную поверхность вкладыша или разъем крышки подшипника.

При обнаружении матовых точкообразных пятен на рабочих поверхностях вкладыша и цапфы вала, вызванных подшипниковыми токами, проверьте изоляцию подшипника.

Проверьте ротор согласно п. Снятие и надевание роторных бандажей проводите квалифицированным персоналом с помощью специальных приспособлений. Установка приспособления для снятия бандажа показана на рис.

Снятие производите в таком порядке:. Натяните шпильки гайками до появления звенящего звука при ударе по ним металлическим предметом;.

Минимальное расстояние между усиливающими воротниками, мм. Расстояние между врезаемыми вантузами, мм. Вантуз конструктивно состоит из задвижки, патрубка, ответных фланцев, усиливающего воротника накладки и эллиптической заглушки.

В конструкциях вантузов применяются задвижки, имеющие одну сторону под приварку, другую - фланцевую или имеющие фланцы с двух сторон. Конструкция вантуза схематично показана на рис. Размеры вантузов зависят от их диаметра и диаметра нефтепровода. Вантуз ы изготавливаются с задвижками с условными диаметрами Д у , , мм. Вантузы должны изготавливаться в соответствии с требованиями ТУ 1 1 -0 1 1 Приварные муфты и патрубки для ремонта действующих М Н ; РД Инструкция по технологии сварки при строительстве и капитальном ремонте магистральных нефтепроводов, с учетом требований ВСН Тройники и тройников ы е соединения сварные, ВСН Сварка и других нормативных документов.

Задвижка и другие составные части, применяемые при изготовлении и монтаже вантуза, должны быть рассчитаны на рабочее давление не менее 6,3 МПа. Задвижка должна иметь заводской паспорт, подтверждающий ее соответствие для применения на МН , и должна быть проверена на прочность, плотность и на герметичность затвора с составлением акта.

Патрубки вантузов должны иметь сертификат на трубы, из которых они изготовлены и соответствовать техническими условиями ТУ Конструктивные размеры патрубков приведены в табл.

Диаметр патрубка Д у , мм. Толщина стенки патрубка, S , мм. Диаметр задвижки вантуза Д у , мм. Усиливающие воротники вантуза изготавливаются из трубы, соответствующей диаметру и материалу трубы нефтепровода. Усиливающий воротник должен иметь ширину 0,4 диаметра патрубка, но не менее мм, толщину - не менее толщины стенки трубы трубопровода МН и иметь технологическое отверстие.

Время испытания на прочность должно составлять 24 ч, на плотность - 12 ч. Конструкция считается выдержавшей испытания при отсутствии деформаций корпуса задвижки и патрубка, отсутствии на них утечек и отпотин. При отсутствии на затворе отпотин и следов воды в течение времени, необходимого для осмотра, испытание считается законченным, а задвижка - выдержавшей испытания. Результаты испытаний оформляются актом по форме приложения к паспорту. Вантузу присваивается порядковый номер.

Изделие маркируется несмываемой краской по телу патрубка. Технология монтажа и приварки вантуза к трубопроводу. Врезка вантуза в магистральный нефтепровод включает следующие работы: Расстояние между сварными швами трубопровода и привариваемых элементов должно быть не менее мм. Сварочно-монтажн ы е работы по приварке патрубков патрубка с задвижкой для приварной задвижки следует проводить за один рабочий цикл, без перерыва, до полного завершения облицовочного слоя. Приварку патрубков предварительный подогрев металла патрубка, выбор сварочных материалов и режимы сварки следует осуществлять в соответствии с требованиями технологической карты по врезке вантуза, согласно приложения Ж.

Контроль сварочных швов приварки патрубка к трубопроводу, приварки воротника к патрубку и трубе осуществляется последовательно. Контроль качества кольцевых угловых швов должен выполняться методами ультразвуковой дефектоскопии в соответствии с требованиями ГОСТ и цветной дефектоскопии в соответствии с требованиями ГОСТ Контроль поверхности основного металла трубы околошовной зоны проводится методом цветной дефектоскопии на расстояние 50 мм от кольцевого углового шва.

Приспособления для вырезки отверстий должны быть рассчитаны на рабочее давление не ниже 6,3 МПа, иметь инструкцию по эксплуатации утвержденную главным инженером ОАО МН, паспорт завода изготовителя и разрешение Госгортехнадзора России на применение.

Приспособление должно иметь устройство, предотвращающее падение в полость трубопровода вырезанной части. Для работы по вырезке отверстий в трубопроводе с приспособлением, допускаются лица прошедшие обучение и проверку знаний.

Диаметр вырезаемого отверстия в основном ремонтируемом трубопроводе должен быть на Вырезка отверстий в трубопроводе производится при давлении в трубопроводе, соответствующем паспортным характеристикам приспособлений, но не более 2,5 МПа.

После вырезки отверстия вывести шток приспособления из полости трубопровода за запорный орган задвижки, задвижку закрыть, сбросить давление из корпуса устройства и демонтировать его, после чего установить на вантузную задвижку ответный фланец с эллиптической заглушкой.

Установленная заглушка демонтируется при обвязке насосного агрегата или монтаже воздухоспускного трубопровода. После окончания работ по врезке до начала перекачки нефти по нефтепроводу должны быть выполнены: Щиты-указатели крепятся по верхней части ограждения с четырех сторон. Размеры щита-указателя приведены на рис.

Стойки и сетку необходимо окрасить в серый или металлический цвет, подземную часть стоек следует грунтовать битумом. На установленный вантуз должна быть подготовлена исполнительно-техническая документация включающая: Щит-указатель ван ту за. До проведения осно в ных работ по врезке должны быть проведены работы по промывке внутренней полости клиновых задвижек и проверке герметичности их затворов.

Промывка производится с целью освобождения посадочного паза клина в корпусе задвижки от возможного скопления посторонних предметов и грязи. Работы по промывке и проверке герметичности затворов выполняются по заранее разработанному плану мероприятий, являющегося частью Плана производства работ по врезке. В состав плана мероприятий входят: Промывка внутренней полости клиновых задвижек производится за счет увеличения скорости потока перекачиваемой нефти при уменьшении площади проходного сечения и создании перепада давления до и после затвора задвижки путем ее прикрытия.

Промывка клиновых задвижек должна проводиться в следующем порядке: Схема установки манометров при промывке линейных задвижек. Управление задвижкой должно производиться в режиме местного управления в следующем порядке: По истечении указанного срока задвижку открыть и приступить к промывке другой задвижки. Промывка полости шиберных задвижек должна проводиться согласно инструкции по их эксплуатации. При этом создание перепада давления не требуется.

Порядок проверки герметичности задвижек. Проверка герметичности задвижек осуществляется путем контроля изменения давления в отключенной части нефтепровода после его остановки. После остановки нефтепровода и закрытия отсекающих задвижек проводятся мероприятия по снижению статического давления на отсеченном участке.

Снижение давления осуществляется сбросом нефти в подготовленные емкости, откачкой в параллельный нефтепровод или за задвижку, при этом на момент начала контроля в контролируемой точке нефтепровода должно быть избыточное давление не менее 0,1 МПа. Изменение давления на отсеченном участке контролируется по манометрам не менее 30 мин. При контроле герметичности задвижек могут использоваться акустические приборы для прослушивания возможных протечек.

Изменение давления за 30 мин на 0,2 МПа и более , фиксирование шума протечек нефти через затвор, а также продолжающееся поступление нефти, через вантуз, при снижении давления на отсеченном участке свидетельствуют о негерметичности затвора проверяемой задвижки. Объем протечек через затвор задвижки определяется путем замера поступающей в емкость нефти через вантуз. Организационно-технические мероприятия по отводу протечек нефти при негерметичности задвижек.

Проверка герметичности задвижек производится до начала работ. В плане производства работ по врезке должны быть предусмотрены мероприятия по отводу протечек. Работы по отводу протечек должны оформляться отдельным нарядом-допуском. В мероприятиях по отводу протечек должны быть предусмотрены: В просверленные отверстия на верхней образующей трубы устанавливаются маркеры-флажки на алюминиевом стержне для контроля уровня нефти в трубопроводе и последующего контроля за заваркой отверстий;.

При отводе протечек должен быть установлен постоянный контроль за уровнем нефти в трубопроводе и выполнены мероприятия, не допускающие поступление нефти или увеличение избыточного давления газа перед тампонами;. Маркер ы- флажки после заварки отверстий сдаются ответственному за проведение работ, который ведет учет количества выданных и сданных флажков с целью исключения незаваренных отверстий. До сброса нефти в резинотканевые резервуары, сборно-разборные емкости, автоцистерны должны быть заземлены и между ними и трубопроводом установлены перемычки из гибкого медного кабеля сечением не менее 16 мм 2.

Остановка перекачки нефти по трубопроводу осуществляется путем остановки насосных агрегатов на НПС в порядке и последовательности, определенных в инструкции ОАО МН о порядке пуска и остановки нефтепроводов, утвержденной главным инженером ОАО МН.

Остановка перекачки нефти по трубопроводу и процедура отключения ремонтируемого участка проводится под руководством диспетчера РНУ УМН. Заявка для получения разрешения на остановку нефтепровода оформляется ОАО МН в соответствии с требованиями, предусмотренными Регламентом. После выполнения переключений на НПС, диспетчер РНУ УМН закрывает секущие линейные или технологические задвижки в режиме телеуправления или отдает распоряжение телефонограммой начальнику НПС о закрытии секущих задвижек с ручным приводом или с электроприводом с местным управлением.

Назначается ответственный за закрытие задвижек ФИО, которого указано ППР и в наряде допуске , который проверяет полноту закрытия всех задвижек с ручным приводом, с электроприводом, с местным управлением, с управлением телемеханикой и по результатам проверки представляет письменное сообщение диспетчеру РНУ о закрытии задвижек с указанием их номеров.

Типовые технологические схемы откачки при освобождении участка нефтепровода от нефти. Объем нефти, который подлежит откачке для освобождения трубопровода в месте производства работ, определяют следующим образом: Освобождение отключенного участка нефтепровода от нефти производится после остановки перекачки нефти и перекрытия линейных задвижек. Для откачки и закачки нефти используются насосные агрегаты, имеющие разрешение Госгортехна д зора России на применение.

Насосные установки должны быть укомплектованы обратными клапанами и отсекающими задвижками. Для освобождения ремонтируемого участка нефтепровода от нефти могут использоваться следующие технологические схемы: Схемы откачки-закачки выбираются в зависимости от условий прохождения трассы нефтепровода, наличия параллельных нефтепроводов, герметичности линейных задвижек и условий производства работ.

Возможные схемы откачки-закачки нефти приведены на рис. Во всех случаях, независимо от принятой схемы откачки, в опорожняемый нефтепровод должен быть организован впуск воздуха путем открытия имеющихся или врезки новых вантузов на участках с наиболее высокими геодезическими отметками. Количество и диаметр врезаемых для впуска воздуха вантузов должны обеспечивать приток воздуха в трубопровод в объемах и со скоростью, обеспечивающей освобождение трубопровода от нефти в установленные технологическим планом-графиком сроки.

В проекте производства работ должен быть приведен расчет необходимого количества вантузов с указанием их диаметров. Минимальные диаметры и количество вантузов приведены в табл. Не допускается создание вакуума в трубопроводе при его опорожнении.

На весь период производства работ по врезке вантуз ы для впуска-выпуска воздуха должны быть открыты, на каждом установлен пост для контроля уровня нефти.

Откачка нефти из отключенного участка в параллельный нефтепровод. Откачка нефти в параллельный нефтепровод осуществляется при аварийных или плановых работах, на остановленных или находящихся в работе нефтепроводах с избыточным давлением не более 4 МПа.

Количество необходимых для откачки насосных агрегатов определяется в соответствии с Регламентом Для всасывающей линии каждого агрегата должен быть установлен отдельный вантуз диаметром Ду для нефтепроводов диаметром более мм и Ду -1 50 для нефтепроводов диаметром менее или равным мм см.

Схема откачки нефти из ремонтируемого нефтепровода и закачки в параллельный нефтепровод двумя подпорными насосами: Схема откачки нефти из ремонтируемого участка в параллельный МН: Схема подключения 2-х основных и 4-х подпорных насосов для откачки из опорожняемого участка нефтепровода в параллельный нефтепровод: Схема подключения н асосных агрегатов для откачки нефти из опорожняемого участка в параллельный нефтепровод: Схема откачки нефти из ремонтируемого участка и закачки нефти через коллектор в параллельный МН: Схема откачки нефти из ремонтируемого участка за линейную задвижку: Схема откачки нефти из ремонтируемого участка за перевальную точку: Схема откачки нефти из ремонтируемого участка нефтепровода в амбар, резинотканевый резервуар или передвижную емкость: Схема откачки нефти из ремонтируемого нефтепровода в амбар: Схема откачки нефти из ремонтируемого участка двумя подпорными насосами в амбар: Схема подключения агрегатов для откачки нефти из амбара и закачки ее в магистральный нефтепровод передвижными агрегатами: Схема откачки нефти из амбара параллельно включенными подпорными насосами на прием одного основного агрегата и закачка нефти в магистральный нефтепровод одним и двумя основными агрегатами через один коллектор: Вантуз Ду - 2 00 может устанавливаться с применением гребенки на два агрегата.

Вантуз ы для всасывающей линии насосной установки, как правило, врезаются на заменяемый участок нефтепровода. К одному вантузу, предназначенному для закачки нефти Д у 15 0 может быть подключено не более 3-х насосных агрегатов.

Расстояние между насосными агрегатами должно быть не менее 8 м. Схемы обвязки насосных агрегатов для откачки в параллельный нефтепровод приведены на рис. Перед началом работ по откачке подготавливаются площадки для установки основных, подпорных насосных установок, агрегатов и электростанций. Подпорный насос устанавливается в непосредственной близости к месту откачки нефти. Основной агрегат должен располагаться на расстоянии не менее 50 м от вантузов откачки и закачки нефти и на расстоянии не менее 40 м от подпорного агрегата.

Расстояние между основными насосными агрегатами должно быть не менее 8 м. Электростанция устанавливается на ровной площадке, на расстоянии не менее 50 м от мест откачки - закачки нефти и от основного агрегата.

При расстановке оборудования должна обеспечиваться возможность маневрирования и беспрепятственного движения техники в экстренных случаях. Подготовка насосных агрегатов к проведению откачки производится в следующей последовательности: Принимается максимальное значение давления;.

Трубы обвязки основных насосных агрегатов до места закачки должны быть испытаны на давление 1,25 Р раб , где Р р аб максимальное рабочее давление основных насосных агрегатов. Обвязка линий от вантуза откачки до приема основных агрегатов испытывается на давление 1,25 Р т , где Р т - максимально возможное давление на месте откачки после остановки нефтепровода;. На вантуз, через который производится закачка нефти, устанавливается обратный клапан;.

Для предупреждения загрязнения места проведения работ, необходимо использовать специальные емкости для сбора нефти;. При давлении в опорожняемом нефтепроводе, превышающем допустимое давление на входе подпорного насоса, откачка производится основными агрегатами. Подпорные агрегаты должны быть отключены отсекающими задвижками. При закачке нефти задвижки приемного нефтепровода по трассе должны быть открыты, поток закачиваемой нефти должен иметь выход в резервуарн ы й парк.

При снижении давления в опорожняемом нефтепроводе до допустимого давления на входе подпорного насоса, останавливается перекачка нефти, закрываются приемная и выкидная задвижки и производится переключение откачки нефти с подключением подпорных насосов.

Устройства должны иметь разрешение Госгортехна д зора России на применение и должны быть изготовлены на специализированном предприятии, имеющем разрешение. Устройства для дооткач к и нефти устанавливаются на вантуз ы в соответствии с инструкцией изготовителя, с обязательным креплением и фиксацией подвижной заборной трубы к вантузу.

При откачке нефти насосными агрегатами типа ПНУ, ПНА к приемному патрубку одного основного агрегата могут подключаться два подпорных насоса и соединяться с общим коллектором Ду 0 при помощи мета л лорукавов Ду 0, коллектор соединяется с ПМТ и далее по схеме при помощи металлорукавов с приемным патрубком основного насоса.

После включения в схему откачки подпорных агрегатов и проверки соединений на герметичность, возобновляется перекачка нефти в параллельный нефтепровод. Во время откачки-закачки нефти производится: Учет количества откачиваемой нефти, технологические параметры работы насосов необходимо регистрировать в журналах Приложение Г ;.

При появлении течи в соединениях и узлах обвязки насосных агрегатов, откачка и закачка нефти останавливается, выявленные неплотности устраняются, убирается разлитая нефть и загрязненный грунт, после чего откачка нефти возобновляется.

После завершения откачк и- закачки нефти и остановки насосных агрегатов необходимо: Все работы по уборке остатков нефти и загрязненного грунта должны быть выполнены в полном объеме до начала огневых работ подгонка, сварка и др.

Вантуз ы для подачи воздуха в нефтепровод остаются открытыми до окончания сварочных работ для предотвращения создания избыточного давления воздуха в трубопроводе. При открытых вантузах выставляется наблюдательный пост не менее чем из 2-х человек для наблюдения за уровнем нефти и для предотвращения доступа посторонних лиц.

После закрытия вантузной задвижки на нее устанавливается эллиптическая заглушка, после вывода нефтепровода на заданный режим работы должен быть выполнен контроль герметичности вантуза, затем штурвал должен быть снят, колодец закрыт на замок.

После окончания работ по откачке-закачке, обустройство вантузов выполняется согласно требованиям п. Откачка нефти из отключенного участка за линейную задвижку. Откачка нефти за линейную задвижку ремонтируемого нефтепровода производится в следующих случаях: При этом обязательно должна быть проверена и обеспечена герметичность затвора задвижки, за которую будет производиться откачка нефти из освобождаемого участка трубопровода. Производительность насосных агрегатов для прокачки нефти по временному трубопроводу от места производства ремонтных работ до линейной задвижки должна соответствовать Регламенту При протяженности временных трубопроводов до м и работе одного насосного агрегата монтируется ПМТ 0.

При протяженности от до м и работе двух насосных агрегатов монтируется стальной трубопровод диаметром мм. Р раб рассчитывается по максимальной величине с учетом рельефа местности геодезических отметок и давления закачке. Определение количества насосных агрегатов, технологическая схема их подключения к МН, порядок и последовательность выполнения операций по откачке, контроль за откачкой и учет количества откачиваемой нефти, остановка перекачки нефти и другие работы должны выполняться, так же как и для варианта откачки нефти в параллельный нефтепровод.

Схема откачки нефти за линейную задвижку представлена на рис. Откачка нефти из отключенного участка за перевальную точку. Графически перевальная точка определяется, как точка касания линии гидравлического уклона с профилем нефтепровода. При отключении участка, имеющего перевальную точку, участок освобождается путем перекачки нефти за перевальную точку.

Участок трубопровода за перевальной точкой, в который должна быть перекачена нефть, должен быть максимально освобожден от нефти путем откачки магистральными насосными агрегатами до наличия на приеме минимально допустимого давления. Последующая откачка нефти, при необходимости, производится передвижными насосными агрегатами, установленными на Н П С или при наличии на НПС резервуарного парка - путем перекачки нефти в резервуары. Освобождение ремонтируемого участка производится откачкой насосными агрегатами по временно проложенному трубопроводу из вантуза откачки до вантуза закачки нефти.

Геодезическая отметка места врезки вантуза для закачки нефти должна быть ниже отметки перевальной точки не менее чем на 10 м. От места врезки вантуза, через который освобождается нефтепровод до места врезки вантуза закачки прокладывается трубопровод диаметром мм или три трубопровода ПМТ диаметром мм.

Трубопроводы с прессовываются давлением равным 1,25 Р раб основного агрегата, где Р раб - рабочее давление основного насосного агрегата. Контроль откачки нефти за перевальную точку осуществляется мановак куу метром, установленным на месте закачки нефти, при этом давление на месте закачки должно быть не более 0,05 М Па.

Требуемое давление обеспечивается прикрытием ван ту зной задвижки поз. Перечень и порядок выполнения технологических операций, требования к их выполнению при подготовке насосных установок к работе, в процессе работы, по окончании работы такие же, как при перекачке нефти за линейную задвижку.

Схема откачки нефти приводится на рис. Сброс нефти из освобождаемого участка нефтепровода самотеком в резервуары НПС. Сброс нефти из освобождаемого участка нефтепровода самотеком осуществляется при наличии перепада высотных отметок опорожняемого участка и резервуаров НПС.

Линейные задвижки по трассе нефтепровода от опорожняемого участка до резервуарного парка и задвижки подключения резервуаров НПС должны быть полностью открыты, остальные задвижки закрываются. На опорожняемом участке открываются ван ту з ы , для подачи воздуха с целью предотвращения образования вакуума в нефтепроводе.

При их отсутствии необходимо сделать врезку вантузов диаметром согласно табл. Количество поступившей нефти контролируется по уровню в заполняемых резервуарах.

После поступления нефти в количестве, соответствующем расчетному объему и при отсутствии нефти на месте врезки, закрываются секущие задвижки на ремонтируемом участке. Откачка нефти из освобождаемого участка нефтепровода в передвижные емкости. Схему откачки нефти из опорожняемого участка нефтепровода в передвижные емкости авто ц истерны следует применять при объемах опорожнения участка нефтепровода - до м 3 и невозможности применения других схем.

Перед началом работ необходимо: В процессе заполнения передвижной емкости следует вести постоянное наблюдение за уровнем нефти в передвижной емкости. Регулировку производительности заполнения автоцистерны осуществлять задвижкой на линии напорного трубопровода 9 р ис.

При заполнении емкости остановить перекачку. При отсутствии в емкости приемного устройства, рукав насосной установки должен опускаться на дно емкости, быть постоянно под нефтью, чтобы при заполнении емкости не образовывалась падающая струя нефти.

После заполнения емкости необходимо остановить насос, закрыть в антуз и приемный кран на передвижной емкости, отсоединить емкость от напорного трубопровода. При отсоединении не допускать разлива нефти из трубопровода на почву и немедленно убрать нефть при ее наличии. После опорожнения участка всасывающая и напорная линии насосных установок демонтируются. Оставшаяся в них нефть и нефть из полости подпорного насоса сливаются в специальную емкость.

Место производства работ необходимо очистить от замазученности. Учет количества откачиваемой нефти следует вести по калибровочным таблицам передвижной емкости. Для откачки нефти вместо передвижных емкостей автоцистерн возможно использование резинотканевых резервуаров. Схема откачки нефти при использовании резинотканевых резервуаров аналогична схеме с использованием автоцистерн. Откачка нефти из освобождаемого участка нефтепровода в земляной амбар. Применение данной схемы допускается только при невозможности применения других способов опорожнения отключенного участка.

Перед закачкой нефти в амбар, у стенки амбара устанавливается мерный шток с отметками деления 0,2 м, для контроля объемов его заполнения и последующего освобождения. Трубопровод подачи должен обеспечивать поступление нефти на дно амбара под слой жидкости, без образования падающей струи. Схема откачки нефти в амбар приводится на рис. Если в опорожняемом нефтепроводе остаточное давление превышает 0,3 МП а, сброс нефти в амбар следует начинать без использования подпорных насосов, используя байпасную линию поз.

Убедиться, что вантуз, предназначенный для откачки, закрыт. Демонтировать заглушку, выполнить обвязку насоса в земляной амбар, исключающую его работу при давлении более 0,3 МПа.

По команде руководителя работ приоткрывается вантуз. Открытие вантуза регулируется таким образом, чтобы не образовалось распыления нефти. После того, как в освобождаемом нефтепроводе установится давление ниже 0,3 МПа, закрывается байпасная задвижка и подключаются насосные агрегаты через устройство для дооткачки нефти через вантуз. В процессе откачки нефти проводится постоянное наблюдение за уровнем нефти в амбаре. Превышение допустимого максимального уровня взлива не выше 1,0 м до верхней кромки обвалования не допускается.

После опорожнения участка нефтепровода закрывается вантуз откачки нефти, отсоединяются и демонтируются приемо-в ы кидн ы е рукава. При демонтаже линии откачки и подпорного насоса должны быть приняты меры по предотвращению загрязнения почвы, уборке остатков нефти. На все время производства ремонтных работ на участке нефтепровода необходимо установить постоянное дежурство возле амбара с нефтью. Дежурный пост должен располагается с наветренной стороны амбара. Откачка нефти из амбара в отремонтированный или в действующий нефтепровод.

Закачка нефти из амбара в нефтепровод выполняется в следующем порядке: В процессе откачки нефти производятся: А образец проекта планировки здесь. Как видно процесс подготовки ПМТ и ППТ достаточно трудоёмок, но его важность сложно переоценить, особенно если дело касается крупномасштабных застроек.

А при возведении новостроек — стоимость работ входит в общую стоимость предоставляемых жильцам квартир. При участии в долевом строительстве в первую очередь необходимо проверять у застройщика наличие ППТ, без которого он не имеет права приобретать инвестиции на будущее строительство.

Если линейный объект подкрановые пути строится внутри уже оформленного земельного участка, нужно ли межевание и планировка линейного объекта? Павел, так как строительство подкрановых путей ведется уже на оформленном земельном участке, то межевание проводить не нужно. Вам нужно сделать только планировку линейного объекта.

Если межевание данного земельного участка уже проведено, то вам потребуется только планировка линейного объекта. Строение было тоже в собственности. Но я его снял с учета ввиду его аварийности. При подачи документов на разрешение на строительство выяснилось , что было внесено изменение зоны с ж-2 на ж И разрешение на строительство я не могу получить.

Подготовка проектов планировки и проектов межевания территории для размещения линейных объектов http: Вот интересное письмо Минстроя РФ о возможности разработки проекта межевания территории без подготовки проекта планировки территории http: Если вас интересует стоимость данных услуг, о она различается в каждом субъекте РФ.

Если что-то другое, задайте вопрос конкретнее. Может ли данные работы провести кадастровый инженер без наличия свидетельства о членстве в соответсвующем СРО? Не думаю, что инженер без наличия свидетельства о членстве в соответствующем СРО может провести такие работы — лучше обратитесь в местный градостроительный комитет.

И время сэкономите, и нервы с деньгами. Вообще это в их компетенции. Таким видом деятельности занимаются сотрудники комитета по градостроительству, который находится в местной администрации. Разработан ППТ на квартал, есть 3 собственника земельных участков, но детский сад и школа размещена на 1 участке.

Вопрос, есть ли нормативы пропорциональной ответственности застройщиков. Только речь не об ответственности, а о нормах планирования при размещении объектов социальной направленности. У поставщика победителя есть лицензия на выполнение инженерно-геодезических. Закон устанавливает единые требования, связанные с правоспособностью участника, его квалификации, наличия опыта в работе, имеющей отношение к предмету контракта.

По общему контексту специальная правоспособность, подтверждаемая лицензией, имеется, что свидетельствует о соответствии требованиям. Полагаю, что замечание проверяющего чрезмерно. Федеральный закон от Кто занимается вообще проектами планировки территории и проектами межевания?

Насколько я понимаю, разработку проекта межевания можно доверить частной компании, если не хотите мотаться по учреждениям с кучей бумаг и тратить такую же кучу времени. При этом без участия муниципальных органов или ОМС или местных администраций тоже не обойтись, так как необходимо согласовывать проект у них. Здравствуйте Захар, интересующие вас термины регламентируются Градостроительным кодексом РФ, в частности статьями 42 и Разработкой занимаются специальные лицензированные проектные организации.

Указанные проекты в последствии согласовываются в органах местного самоуправления. Как — это сильно объёмный вопрос для данного формата. Подскажите, пожалуйста, для строительства ТП и подходящих к нему линейных объектов в сельской местности нужен проект планировки или можно обойтись проектом межевания у утвержденным генеральным планом сельского поселения?

Для постройки ТП в сельской местности можно обойтись просто проектом межевания утвержденным генеральным планом сельского поселения.

В вашем случае для строительства будет достаточно этого проекта и сможете спокойно строить что вам нужно. Чтобы строить нужно разрешение на строительство. Чтобы его получить нужны правоустанавливающие документы на землю. В данном случае скорее всего это будет договор аренды земли на период строительства.

About the Author: tansochoo77