МИНИСТЕРСТВОЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

 

ОТКРЫТОЕАКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

АКЦИОНЕРНАЯКОМПАНИЯ ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»

ОАО«АК «ТРАНСНЕФТЬ»

 

 

РУКОВОДЯЩИЙДОКУМЕНТ

 

НОРМЫТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ

МАГИСТРАЛЬНЫХНЕФТЕПРОВОДОВ

 

РД153-39.4-113-01

 

УДК622.692.4.07

 

Датавведения 01.07.2002 г.

 

 

Предисловие

 

1. РАЗРАБОТАНОАО «Гипротрубопровод» при участии рабочей группы специалистов ОАО «АК«Транснефть».

 

ВНЕСЕНУправлением развития систем магистральных трубопроводов Минэнерго России и ОАО«АК «Транснефть».

 

2. СОГЛАСОВАН:

ГосгортехнадзоромРоссии (письмо № 10-03/573 от 10.07.2001 г.); Первым вице-президентом ОАО «АК«Транснефть» В.В. Калининым (письмо № 16/6972 от 09.10.2001 г.).

 

Составители:Ю.И. Спектор, А.Б. Скрепнюк, А.М. Анохин, Т.А. Андреева, Л.М. Беккер, Л.М.Квятковский, И.В. Рыбаков, Ю.С. Скорняков, А.А. Шибанов, (ОАО«Гипротрубопровод»); Ю.В. Лисин, А.Е. Сощенко, А.А. Безверхов, А.М. Демин (ОАО«АК «Транснефть»).

 

3. УТВЕРЖДЕН ИВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом Минэнерго России от 24 апреля 2002 года № 129.

 

4. ВВОДИТСЯВЗАМЕН ВНТП 2-86 «Нормы технологического проектирования магистральныхнефтепроводов», утвержденных приказом Миннефтепрома СССР от 17.12.1986 г. №780.

 

Срок введенияс 1 июля 2002 г.

 

 

1Область применения

 

Настоящийруководящий документ (РД) устанавливает требования к проектированиюмагистральных нефтепроводов условными диаметрами от 200 до 1200 мм включительнои ответвлений от них.

РД являетсяобязательным при технологическом проектировании новых и реконструкциидействующих магистральных нефтепроводов.

РДустанавливает нормы, регламентирующие требования на разработку технологическихрешений при проектировании магистральных нефтепроводов.

РД нераспространяется на проектирование нефтепроводов специального назначения(промысловых, сборных, полевых и т.п.); нефтепроводов, прокладываемых в морскихакваториях, и не учитывает дополнительных требований при строительственефтепроводов в районах с сейсмичностью свыше 8 баллов для нефтепроводов,укладываемых подземно и свыше 6 баллов для нефтепроводов, укладываемыхнадземно; нефтепроводов, прокладываемых в зонах с вечномерзлыми грунтами;нефтепроводов, прокладываемых по территории населенных пунктов, а такженефтепроводов с давлением свыше 10 МПа (100 кгс/см²).

Припроектировании расширения или реконструкции действующих объектов магистральныхнефтепроводов требования настоящего РД распространяются только на расширяемуюили реконструируемую часть объектов.

РД неучитывает специфические особенности проектирования нефтепроводов для газонасыщенныхнефтей, нефтепроводов с попутным подогревом («горячих» нефтепроводов).

 

2Нормативные ссылки

 

В настоящем РДиспользованы ссылки на следующие нормативные документы.

 

2.1 Стандарты МЭК
МЭК (IEC) 61131-1 (1992)	Контроллеры программируемые. Часть 1. Общие сведения
МЭК (IEC) 61131-3 (1993)	Контроллеры программируемые. Часть 3. Языки программирования
МЭК IEC/TS 61158-4 (1999)	Шины полевые для систем автоматического регулирования и управления технологическими процессами. Часть 4. Спецификация протокола канала передачи данных.
2.2 Государственные стандарты
ГОСТ 8.395-80	ГСИ. Нормальные условия измерения при поверке. Общие требования
ГОСТ 8.417-81	ГСИ. Единицы физических величин
ГОСТ 8.430-88	ГСИ. Обозначения единиц физических величин для печатающих устройств с ограниченным набором знаков
ГОСТ 8.563.1-97	ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Диафрагмы, сопла ИСА 1932 и трубы Вентури, установленные в заполненных трубопроводах круглого сечения. Технические условия.
ГОСТ 8.563.2-97	ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Методика выполнении измерений с помощью сужающих устройств
ГОСТ 8.563.3-97	ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Процедура и модель расчетов. Программное обеспечение
ГОСТ 9.602-89	ЕСЗКС. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии
ГОСТ 12.0.003-74	ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация
ГОСТ 12.1.003-83	ССБТ. Шум. Общие требования безопасности
ГОСТ 12.1.004-91	ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования
ГОСТ 12.1.005-88	ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны
ГОСТ 12.1.007-76	ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности
ГОСТ 12.1.010-76	ССБТ. Взрывобезопасность. Общие требования
ГОСТ 12.1.012-90	ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования
ГОСТ 12.1.018-93	ССБТ. Пожаровзрывобезопасность статического электричества. Общие требования
ГОСТ 12.2.044-80	ССБТ. Машины и оборудование для транспортирования нефти. Требования безопасности
ГОСТ 12.3.002-75	ССБТ. Процессы производственные. Общие требования безопасности
ГОСТ 12.4.124-83	ССБТ. Средства защиты от статического электричества. Общие технические требования
ГОСТ 15150-69	Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды.
ГОСТ 20995-75	Котлы паровые стационарные давлением до 3,9 МПа. Показатели качества питательной воды и пара
ГОСТ 21563-93	Котлы водогрейные. Основные параметры и технические требования
ГОСТ 26976-86	Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы
ГОСТ Р 51164-98	Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии
ГОСТ Р 51330.13-99	Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 14. Электроустановки во взрывоопасных зонах (кроме подземных выработок)
ГОСТ Р 51330.16-99	Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 17. Проверка и техническое обслуживание электроустановок во взрывоопасных зонах (кроме подземных разработок)
2.3 Нормативные и методические документы по строительству
СНиП 2.04.01-85	Внутренний водопровод и канализация зданий
СНиП 2.04.02-84	Водоснабжение. Наружные сети и сооружения
СНиП 2.04.03-85	Канализация. Наружные сети и сооружения
СНиП 2.04.05-91	Отопление, вентиляция и кондиционирование
СНиП 2.04.07-86	Тепловые сети
СНиП 2.04.09-84	Пожарная автоматика зданий и сооружений
СНиП 2.05.06-85	Магистральные трубопроводы
СНиП 2.09.04-87	Административные и бытовые здания
СНиП 2.11.03-93	Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы
СНиП 3.05.05-84	Технологическое оборудование и технологические трубопроводы
СНиП II-3-79	Строительная теплотехника
СНиП II-12-77	Защита от шума
СНиП II-35-76	Котельные установки
СНиП III-42-80	Магистральные трубопроводы
СНиП 11-01-95	Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений
СНиП 23-01-99	Строительная климатология
СНиП 23-05-95	Естественное и искусственное освещение
СП 11-101-95	Порядок разработки, согласования, утверждения и состав обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений
СП 11-107-98	Порядок разработки и состав раздела «Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны. Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций» проектов строительства
СП 34-101-98	Выбор труб для магистральных нефтепроводов при строительстве и капитальном ремонте
СП 41-101-95	Проектирование тепловых пунктов
СН 527-80	Инструкция по проектированию технологических стальных трубопроводов на Ру до 10 МПа
МИ 670-840	Определение потребности поверочных подразделений в производственных ресурсах
МИ 2284	ГСИ. Документация поверочных лабораторий
МИ 2322-99	ГСИ. Типовые нормы времени на поверку средств измерений
МИ 185-79	Методические указания по расчету численности подразделений ведомственных метрологических служб
МИ 646-84	Типовые проектные решения по созданию АСУ метрологическим обслуживанием предприятий и организаций
ПР 50-732-93	ГСИ. Типовое положение о метрологической службе государственных органов управления РФ и юридических лиц
РМГ 29-99	ГСИ. Метрология. Основные термины и определения
ПР 50.2.013-97	ГСИ. Порядок аккредитации метрологических служб юридических лиц на право аттестации методик выполнения измерений и проведения метрологической экспертизы документов
РД 39-5-1108	Типовые нормы времени на обслуживание систем измерения количества нефти и трубопоршневых установок
РД 39-5-1227	Норматив обменного фонда оборудования и нормы расхода запасных частей и материалов на техническое обслуживание систем измерения количества нефти и трубопоршневых установок
РД 153-39.4-087-01	Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения
РД 153-39.4-039-99	Нормы проектирования ЭХЗ магистральных нефтепроводов и площадок МН
РД 153-39.4-078-01	Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз
РД 153-39ТН-008-96	Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений НПС
РДБТ 39-0147171-003-88	Требования к установке датчиков стационарных газосигнализаторов в производственных помещениях и на наружных площадках нефтяной и газовой промышленности
РД 39-0144103-354-89	Типовое положение о лаборатории, производящей анализы нефти при приемо-сдаточных операциях
СанПиН 2.2.1/2.1.1.1031-01	Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов
ВНТП 3-90	Нормы технологического проектирования для нефтепродуктопроводов
ВНТП 5-95	Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз)
ВНТП 213-93	Радиорелейные линии передачи прямой видимости
ВСН 1-93	Инструкция по проектированию молниезащиты радиообъектов
ВСН 51-115-004-97	Инструкция по проектированию и строительству волоконно-оптических линий связи (ВОЛС) газопроводов
ВСН 116-93	Инструкция по проектированию линейно-кабельных сооружений связи
ВСН 332-93	Инструкция по проектированию электроустановок предприятий и сооружений электросвязи, проводного вещания, радиовещания и телевидения
ПУЭ	Правила устройства электроустановок. Издание шестое. Главгосэнергонадзор России, М. 2000 г.
ППБ 01-93	Правила пожарной безопасности в Российской Федерации
НПБ 104-95	Проектирование систем оповещения людей о пожаре в зданиях и сооружениях
НПБ 105-95	Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности
НПБ 110-99	Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией
ВППБ 01-05-99	Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов
HP 34-70-051-83	Нормы качества подпиточной сетевой воды тепловых сетей
3 Определения
В настоящем РД применяют следующие термины с соответствующими определениями
Пропускная способность	Расчётное количество нефти, которое может пропустить нефтепровод в единицу времени при заданных параметрах нефти, с учетом установленного оборудования и несущей способности трубопровода
Магистральный нефтепровод	Инженерное сооружение, состоящее из трубопроводов с арматурой и связанных с ними нефтеперекачивающих станций, хранилищ, нефти и других технологических объектов, обеспечивающих приемку, транспортировку, сдачу нефти потребителям, или перевалку на другой вид транспорта
Нефтепровод	Сооружение из труб, соединительных деталей и арматуры для передачи на расстояние нефти
Рабочее давление	Наибольшее избыточное давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации магистрального нефтепровода
Отвод	Трубопровод, предназначенный для подачи нефти от магистрального нефтепровода потребителям
Лупинг	Участок линейной части нефтепровода, проложенный параллельно основному для увеличения пропускной способности
Резервная нитка	Трубопровод, проложенный параллельно основной магистрали для обеспечения резервирования на случай ее повреждения
Блокировочный трубопровод	Участок трубопровода, соединяющий два магистральных нефтепровода для обеспечения использования их на параллельную работу от одной НПС
Байпасный трубопровод	Участок трубопровода параллельный основному
Головная насосная станция	Начальная насосная станция нефтепровода с емкостью, осуществляющая операции по приёму нефти с нефтепромысловых предприятий для дальнейшей транспортировки магистральному нефтепроводу
Нефтеперекачивающая станция (НПС)	Комплекс сооружений и устройств для приема и перекачки нефти насосными установками по магистральному нефтепроводу
Совмещенная нефтеперекачивающая станция	Комплекс из нескольких (двух или более) НПС разных нефтепроводов, расположенных на прилегающих территориях и имеющих часть сооружений совместного использования
Магистральная насосная	Комплекс технологического оборудования, осуществляющий повышение давления в магистральном трубопроводе с помощью магистральных насосных агрегатов
Подпорная насосная	Комплекс технологического оборудования, обеспечивающий безкавитационную работу магистральных насосных агрегатов
Система сглаживания волн давления	Комплекс оборудования и сооружений, осуществляющих снижение крутизны фронта волны повышения давления на приеме промежуточных НПС
Резервуарный парк	Комплекс взаимосвязанных резервуаров для выполнения технологических операций приема, хранения и откачки нефти
Узел учета количества и качества нефти	Комплекс оборудования, обеспечивающий измерение потока нефти в нефтепроводе
Приемные трубопроводы	Трубопроводы, по которым обеспечивается подача нефти к всасывающим патрубкам насосов
Расширение	Строительство дополнительных производств на действующем предприятии, а также строительство новых и расширение существующих отдельных цехов и объектов основного, подсобного и обслуживающего назначения на территории действующих предприятий, примыкающих к ним площадках в целях создания дополнительных или новых производственных мощностей (письмо Главгосархстройнадзора России от 28 апреля 1994 года №16-14/63)
Реконструкция	Переустройство существующих цехов и объектов основного, подсобного и обслуживающего назначения, как правило, без расширения имеющихся зданий и сооружений основного назначения, осуществляемое по комплексному проекту на реконструкцию предприятия в целом, в целях увеличения производственных мощностей, улучшения качества, в основном без увеличения численности работающих (письмо Главгосархстройнадзора России от 28 апреля 1994 года №16-14/63)
4 Перечень сокращений
СОД	средство очистки и диагностики
ЛЭС	линейная эксплуатационная служба
НПС	нефтеперекачивающая станция
ссвд	система сглаживания волн давления
лпдс	линейная производственно-диспетчерская станция
тэо	технико-экономическое обоснование
ННБ	наклонно-направленное бурение
мн	магистральная насосная
РВС	резервуар вертикальный стальной
АСУ ТП	автоматизированная система управления технологическим процессом
РДП	районный диспетчерский пункт для автоматизированной системы управления технологическими процессами
тдп	территориальный диспетчерский пункт
мдп	местный диспетчерский пункт
ЕАСУ	единая автоматизированная система управления
ПЛК НПС (ЛПДС)	программно-логические контроллеры НПС (ЛПДС)
АРМ	автоматизированное рабочее место
ЛВС	локальная вычислительная сеть
РУМН	районное управление магистральных нефтепроводов
АСУП	автоматизированная система управления предприятием
нкпв	нижний концентрационный предел воспламенения
ПН	подпорная насосная
ПУЭ	правила устройства электроустановок
нпз	нефтеперерабатывающий завод
УУН	узел учета нефти
НА	насосный агрегат
БПО	база производственного обслуживания
ЦБПО	центральная база производственного обслуживания
СИ	средство измерения
АВП	аварийно-восстановительный пункт
АРП	аварийно-ремонтный пункт
СИКН	система измерения качества и количества нефти
ДЭС	дизельная электростанция
пвд	полиэтилен высокого давления
КЗУ	комплексное защитное устройство
АВР	автоматическое включение резерва
лвж	легковоспламеняющаяся жидкость
СДКУ	система диспетчерского контроля и управления
псп	приемо-сдаточный пункт
ЦРРЛ	цифровая радиорелейная линия связи
клс	кабельная линия связи
волС	волоконно-оптическая линия связи
УКВ	ультракороткие волны
РРЛ	радиорелейная линия связи
дон	декларация о намерениях
ои	обоснование инвестиций
РД	рабочая документация
РП	рабочий проект
овос	оценка воздействия на окружающую среду
оос	охрана окружающей среды
УЛФ	установки по улавливанию легких фракций
пдк	предельно-допустимая концентрация
ВЭР	вторичные энергетические ресурсы
итм го чс	инженерно-технические мероприятия гражданской обороны по предупреждению чрезвычайных ситуаций
чс	чрезвычайная ситуация
го	гражданская оборона
поо	потенциально опасный объект
СУПЛАВ	специализированное управление по предотвращению и ликвидации аварий
ЦРС	центральная ремонтная служба
скз	станция катодной защиты

 

5Основные показатели

 

5.1 Основныетехнологические параметры магистральных нефтепроводов

5.1.1 В составмагистральных нефтепроводов входят:

- трубопроводс ответвлениями, лупингами и перемычками, запорной арматурой, переходами черезестественные и искусственные препятствия, узлами подключения насосных станций,узлами пуска-приема СОД;

- установкиэлектрохимической защиты трубопроводов от коррозии;

- средствателемеханики, технологической связи, оперативного управления и помещения для ихразмещения;

- линииэлектропередач, предназначенные для обслуживания нефтепроводов;

- устройстваэлектроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установкамиэлектрохимической защиты;

-противоэрозионные и защитные сооружения нефтепроводов;

- земляныеамбары для временного хранения нефти при авариях;

- здания исооружения линейной службы эксплуатации нефтепроводов (ЛЭС, пункты обогрева,усадьбы линейных обходчиков, вертолетные площадки и т.п.);

- постоянныевдольтрассовые проезды, сооружаемые в случае необходимости при соответствующемтехнико-экономическом обосновании, опознавательные, запрещающие ипредупредительные знаки местонахождения нефтепроводов;

- головные,промежуточные перекачивающие, наливные насосные станции;

- резервуарныепарки;

- пунктыподогрева нефти;

- нефтеналивныеэстакады и причалы.

Полныйперечень сооружений магистрального нефтепровода приведен в Приложении Б.

5.1.2 Косновным параметрам магистрального нефтепровода относятся: производительность,диаметр, протяженность, число нефтеперекачивающих станций, рабочее давление иемкость резервуарных парков.

5.1.3Проектирование нефтепроводов выполняется на основе задания на проектирование,составленного в соответствии с требованиями СНиП 11-01, которое кроме основныхпараметров должно содержать:

- наименованиеначального и конечного пунктов магистрального трубопровода;

-производительность нефтепровода в млн. т в год при полном развитии с указаниемроста загрузки по этапам (годам);

- переченьнефтей (или их смесей), подлежащих перекачке по нефтепроводу с указанием количествакаждого сорта, характеристики нефтей (или их смесей), включая температурузастывания, вязкость для условий перекачки, упругость паров и плотность;

- переченьпунктов сброса нефтей с указанием объемов сброса по годам (по этапам) и посортам;

- условияпоставки и приема;

- коэффициентнеравномерности перекачки;

- требованияпо организации управления нефтепроводами;

-необходимость обратной перекачки.

5.1.4 Дляобеспечения заданной производительности магистрального нефтепровода должнопредусматриваться развитие его по очередям за счет увеличения числа насосныхстанций. В отдельных случаях допускается сооружение лупингов или вставок при ихтехнико-экономическом обосновании. Допускается проектирование магистральногонефтепровода с последующим строительством второй нитки в следующих случаях:

- заданнаяпроизводительность не обеспечивается одной ниткой;

- увеличениепроизводительности нефтепровода до пределов, указанных в задании напроектирование, намечается в сроки, превышающие 8 лет;

- упругостьпаров нефти, поступающей в резервуарные парки, при заданной производительностиза счет тепловыделения в нефтепроводе превышает 66,5 кПа (500 мм рт. ст.).

5.1.5 Диаметри толщины стенок труб магистрального нефтепровода должны определяться наосновании технико-экономических расчетов. Для предварительных расчетов привыборе параметров магистральных нефтепроводов следует руководствоватьсяданными, приведенными в таблице 5.1.

 

Таблица 5.1

 

Производительность нефтепровода, млн. т/год	Диаметр (наружный), мм	Рабочее давление
		МПа	кгс/см2
0,7-1,2	219	8,8-9,8	90-100
1,1-1,8	273	7,4-8,3	75-85
1,6-2,4	325	6,6-7,4	67-75
2,2-3,4	377	5,4-6,4	55-65
3,2-4,4	426	5,4-6,4	55-65
4-9	530	5,3-6,1	54-62
7-13	630	5,1-5,5	52-56
11-19	720	5,6-6,1	58-62
15-27	820	5,5-5,9	56-60
23-55	1020	5,3-5,9	54-60
41-90	1220	5,1-5,5	52-56

 

5.1.6 Основныепараметры нефтепровода определяются, исходя из обеспечения производительностинефтепровода при расчетных значениях плотности и вязкости перекачиваемой нефти.Производительность нефтепровода определяется с учетом коэффициентанеравномерности перекачки. Величину коэффициента неравномерности перекачкиследует принимать для:

-трубопроводов, идущих параллельно с другими нефтепроводами и образующимисистему - 1,05;

- однониточныхнефтепроводов, подающих нефть от пунктов добычи к системе трубопроводов - 1,10;

- однониточныхнефтепроводов, по которым нефть от системы нефтепроводов подается кнефтеперерабатывающему заводу, а также однониточных нефтепроводов, соединяющихсистему - 1,07.

Суточнаяпропускная способность нефтепровода определяется, исходя из характеристикустанавливаемого оборудования, несущей способности трубопровода, закладываемогов проекте максимального режима перекачки с учётом действующих ограничений (часымаксимума и т.п.).

5.1.7 Расчетныевязкость и плотность нефти должны приниматься при минимальной температуре нефтис учетом тепловыделения в нефтепроводе, обусловленного трением потока итеплоотдачи в грунт, при минимальной температуре грунта на глубине оситрубопровода.

5.1.8 При последовательнойперекачке нефти разного сорта число циклов (количество изменений сорта нефти)должно определяться на основании технико-экономических расчетов. Дляпредварительных расчетов принимается от 52 до 72 циклов в год.

5.1.9Последовательную перекачку нефти разного сорта следует предусматривать прямымконтактом или с применением разделителей в зависимости от допустимого объемаобразующейся смеси.

5.1.10 Объемсмеси, образующейся в трубопроводе при последовательной перекачке нефти разногосорта, определяется расчетом.

5.1.11 Припоследовательной перекачке на НПС с емкостью и на наливных станцияхмагистральных нефтепроводов должны предусматриваться приборы для контролясостава нефти.

5.1.12 Режимпоследовательной перекачки следует предусматривать при обязательном отключениирезервных ниток трубопровода. На трубопроводах, предназначенных дляпоследовательной перекачки нефти разного сорта, сооружение лупингов недопускается.

 

5.2 Фондывремени и режим работы

5.2.1 Режимработы магистральных нефтепроводов непрерывный, круглосуточный.

5.2.2Расчетное время работы магистральных нефтепроводов с учетом остановки нарегламентные работы и ремонт принимается равным 8400 часов или 350 дней в году.

 

6Линейная часть

 

6.1 Линейнаячасть магистральных нефтепроводов проектируется в соответствии со СНиП 2.05.06.

6.2 Расчетнуютолщину стенок трубопровода следует определять в соответствии с расчетнойэпюрой давлений с учетом категории участка.

Расчетнаяэпюра давлений должна определяться по эксплуатационным участкам нефтепроводамежду соседними станциями с емкостью. При I категорииэлектроснабжения промежуточных НПС эпюра давлений должна строиться через станциюпри внеплановом ее отключении. В противном случае, из условия подачи нефти откаждой промежуточной НПС на НПС с емкостью последующего эксплуатационногоучастка, или на промежуточную НПС, имеющую I категориюэлектроснабжения. Построение эпюры давлений должно производиться с учетомэтапов развития нефтепровода. При этом во всех случаях эпюра давлений должнастроиться с учетом возможности отключения любой НПС.

Приавтоматическом перекрытии линейной части на водных переходах в случаеаварийного отключения нефтепровода, производимого без предварительногоотключения магистральных насосов, эпюра давлений должна быть расчетной с учетомгидроудара. При этом установка ССВД для защиты данного участка не требуется.

6.3Определение категорий участков нефтепровода производится по СНиП 2.05.06.

6.4 Расчеттрубопровода на прочность и устойчивость выполняется по разделу 8 СНиП 2.05.06.

6.5 Трубы длямагистральных нефтепроводов должны применяться в соответствии с «Инструкцией поприменению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности» и СП 34-101.

6.6 Длялинейной части магистральных нефтепроводов должны применяться изоляционныематериалы, гарантирующие безаварийную работу нефтепровода (по причине внешнейкоррозии) в течение всего срока эксплуатации.

Для этогодолжны применяться трубы с заводской (базовой) изоляцией, а также мастичныепокрытия усиленного типа, наносимые в трассовых условиях.

Изоляционныематериалы должны соответствовать ГОСТ Р 51164, ведомственным регламентирующимдокументам.

6.7 Запорнуюарматуру на трассе нефтепровода следует устанавливать в зависимости от рельефаместности и в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06.

Кроме того,необходимо предусмотреть установку запорной арматуры на подводных переходахчерез водные преграды шириной более 10 м по зеркалу воды в межень и глубинойболее 1,5 м.

Прирасстановке запорной арматуры критерием является минимум приведенных затрат насооружение, техническое обслуживание, ремонт запорной арматуры и ликвидациюразливов нефти в случае возможных аварий, включая ущерб окружающей среде.

Установказапорной арматуры должна обеспечивать доступ к фланцевым соединениям корпуса исальниковым устройствам и соединяться с трубопроводом на сварке.

6.8 Линейнаязапорная арматура на трассе нефтепровода должна быть равнопроходной, иметьпривод и устройства системы управления, обеспечивающие возможность ручного,местного и дистанционного управления.

С обеих сторонзапорной арматуры должна быть предусмотрена установка манометров классаточности не ниже 1. За запорной арматурой по потоку нефти должна бытьпредусмотрена установка сигнализатора прохождения СОД.

6.9 Длямногониточных подводных переходов должна быть одна общая резервная нитка на дванефтепровода одного направления при условии, что диаметр и толщина стенки трубына резервной нитке обеспечивают перекачку при максимальной заданнойпроизводительности и рабочем давлении.

6.10 Намагистральных нефтепроводах должны предусматриваться узлы пуска-приема СОД,которые следует использовать также для приема и пуска разделителей припоследовательной перекачке.

Узлыпуска-приема СОД следует устанавливать на НПС с учетом максимального развитиянефтепровода с расстоянием между ними не более 280 км. Узлы пуска-приема СОДдолжны предусматриваться также на лупингах и отводах протяженностью более 3 кми резервных нитках подводных переходов независимо от их протяженности.

6.11 Схемыузлов пуска-приема СОД в зависимости от их расположения на нефтепроводе должныобеспечивать различные варианты технологических операций: прием и пуск, толькопуск или только прием СОД.

НПС, накоторых не предусматривается пуск и прием СОД, должны иметь узлы пропуска СОД,обвязка которых позволяет осуществлять пропуск СОД как с остановкой, так и безостановки НПС.

6.12 В составузла пуска-приема СОД должны входить:

- камерыприема и пуска СОД;

-трубопроводы, арматура и соединительные детали;

- емкость длядренажа нефти из камер приема и пуска;

- погружнойнасос откачки нефти из емкости;

- механизм дляизвлечения, перемещения и запасовки СОД;

-сигнализаторы прохождения СОД;

- приборыконтроля давления.

6.13 Накриволинейных участках нефтепровода радиус изгиба должен быть не менее пятидиаметров трубопровода из условия прохождения диагностических приборов исредств очистки. Местное уменьшение внутреннего диаметра нефтепровода,обусловленное наличием запорной арматуры, фасонных деталей, неровностей недолжно превышать 3% от внутреннего диаметра нефтепровода.

6.14Допускается работа нефтепровода с неполным сечением. При значительном перепадевысот на обратных склонах на магистральных нефтепроводах должныпредусматриваться станции защиты (и регулирования в случае необходимости) дляпредотвращения повышения давления в трубопроводе выше несущей способноститрубы.

6.15 Длявыполнения планового обслуживания трасс магистральных нефтепроводовпредусматривается ЛЭС с расположением на ЛПДС (НПС), которая эксплуатируетучасток нефтепровода.

Одна ЛЭСобслуживает в обычных условиях участок трассы нефтепровода протяженностью200-250 км, а в районах с участками трассы, проходящими по труднодоступнымместам (по болотам, в горной местности) 80-100 км.

Размещение итехническое оснащение пунктов по восстановлению трубопровода и ликвидацииразлива нефти при аварии на подводных переходах магистрального нефтепроводадолжно соответствовать действующим руководящим документам.

Техническоеобслуживание и наблюдение за магистральными нефтепроводами и сооружениями натрассе должно предусматриваться с использованием существующих, а при ихотсутствии, проектируемых подъездных дорог и вдольтрассовых проездов, неисключая использование высокопроходимой техники и воздушного транспорта.

6.16 У каждойНПС, узлов пуска-приема СОД и линейных задвижек следует предусматриватьустройство вертолетных площадок. При наличии развитой дорожной сети ивозможности подъезда к запорной арматуре во все времена года вертолетныеплощадки возле нее допускается не предусматривать.

6.17 Всеверной климатической зоне для временного размещенияаварийно-восстановительных служб на трассе должны быть предусмотрены пунктыобогрева, располагаемые с интервалом 30-40 км у мест установки линейныхзадвижек.

Для остальныхрегионов необходимость сооружения пунктов обогрева и их месторасположениедолжны быть определены в задании на проектирование.

Постоянноепроживание обслуживающего персонала в пунктах обогрева не предусматривается.

6.18Ежедневный осмотр подводных переходов, выполненных обычным способом(траншейным) и прилегающих участков трасс магистральных нефтепроводов,обеспечивается обходчиками, размещаемыми в усадьбах линейных обходчиков (жиломдоме с надворными постройками).

Дом обходчикадолжен быть обеспечен связью с оператором НПС.

6.19 Наподводных переходах нефтепроводов категории В (двухниточных и однониточных)необходимо предусматривать причал для катера, пункты хранения техническихсредств по улавливанию и сбору нефти с водной поверхности, очистке берегов ирекультивации, совмещенные с усадьбой линейного обходчика.

6.20 Длямагистрального нефтепровода должен быть предусмотрен аварийный запас трубсуммарной длиной 0,1% от протяженности нефтепровода. Складирование аварийногозапаса следует предусматривать на НПС.

6.21 В целяхобеспечения сохранности, создания безопасных условий эксплуатации,предотвращения несчастных случаев и исключения возможности повреждениянефтепроводов устанавливается охранная зона в соответствии с «Правилами охранымагистральных трубопроводов».

Проектомдолжна быть предусмотрена установка на местности опознавательных знаковнефтепровода, сигнальных знаков и постоянных реперов в местах пересечениямагистрального нефтепровода с водными преградами, знаков «Остановка запрещена»в местах пересечения с автодорогами и предупредительных знаков в соответствии с«Правилами охраны магистральных трубопроводов» и «Правилами техническойэксплуатации магистральных нефтепроводов».

6.22Строительство или реконструкцию подводных переходов следует выполнятьтраншейным методом, способом наклонно-направленного бурения (ННБ) илимикротоннелирования.

Выбор способаопределяется на стадии ТЭО (проект) с учетом геолого-топографических условийсооружения переходов.

 

7Технологическая часть

 

7.1Нефтеперекачивающие и наливные станции

7.1.1Нефтеперекачивающие станции магистрального нефтепровода подразделяются наголовные и промежуточные.

Головная НПС -это нефтеперекачивающая станция, расположенная в начале нефтепровода иработающая только по схеме «через емкость», или «с подключенной емкостью» свозможностью работы, в случае необходимости, по схеме «из насоса в насос» сучетом п. 7.1.28.

В составтехнологических сооружений головной перекачивающей станции входят: резервуарныйпарк, подпорная насосная, узел учета, магистральная насосная, узелрегулирования давления, фильтры-грязеуловители, узлы с предохранительнымиустройствами, а также технологические трубопроводы.

Остальные НПСнефтепровода являются промежуточными. Они могут быть с емкостью и без емкости.В состав технологических сооружений промежуточной станции без емкости входят:магистральная насосная, фильтры-грязеуловители, узел регулирования давления,ССВД, а также технологические трубопроводы.

Составтехнологических сооружений промежуточных НПС с емкостью аналогичен головнойперекачивающей станции.

7.1.2 Наливныестанции предназначаются для приема нефти из магистрального трубопровода вемкость и налива нефти в железнодорожные вагоны-цистерны.

Проектированиеналивных станций должно производиться по нормам технологического проектированияпредприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз) ВНТП-5.

7.1.3 Намагистральных нефтепроводах большой протяженности должна предусматриватьсяорганизация эксплуатационных участков протяженностью от 400 до 600 км,обеспечивающих независимую работу нефтеперекачивающих станций по схеме «изнасоса в насос» без использования емкости.

7.1.4Расстановка НПС должна производиться с учетом равномерного распределениядавления по всем насосным станциям нефтепровода.

7.1.5 НПСдолжны размещаться после перехода нефтепроводом больших рек на площадках сблагоприятными топогеологическими условиями, а также возможно ближе кнаселённым пунктам, железным и шоссейным дорогам, источникам электроснабжения иводоснабжения.

7.1.6 ГоловныеНПС предусматривается располагать на площадках центральных пунктов подготовкинефти, вблизи резервуарных парков с использованием существующих системэнергоснабжения, водоснабжения, канализации и других вспомогательныхсооружений, если это не противоречит специальным нормам. При параллельнойпрокладке нефтепроводов проектируемые площадки НПС совмещаются с площадкамидействующего нефтепровода.

7.1.7Подключение нефтепроводов к магистральным нефтепроводам должно выполнятьсятолько на НПС по следующим схемам:

- на НПС семкостью с подачей нефти от объектов нефтедобычи в резервуарный парк;

- напромежуточной НПС без емкости с подкачкой нефти от объектов нефтедобычи наприем магистральной насосной.

7.1.8 Решениепо выбору точки подключения в каждом конкретном случае принимается, исходя изусловий обеспечения безопасной работы, возможности приема в магистральныйнефтепровод запрашиваемых объемов подкачки нефти и технических условий наподключение.

7.1.9 Все НПСна участках магистрального нефтепровода с одной и той же пропускнойспособностью оснащаются однотипным оборудованием.

7.1.10 Дляперекачки нефтей по магистральным нефтепроводам может использоваться какпоследовательная, так и параллельная схема включения насосов МН.

При работе НПСв горных условиях необходимо применять параллельную схему включения насосов.Считать, что НПС работает в горных условиях, если при ее отключении происходитостановка потока.

7.1.11 Вслучае, если расчётная подача может быть обеспечена насосами с роторами наразличную подачу, то должен выбираться ротор на меньшую подачу.

На периодэксплуатации магистральных нефтепроводов до сооружения всех НПС проектом должныпредусматриваться сменные роторы для магистральных насосов.

7.1.12 Напорцентробежных насосов должен приниматься в соответствии с требуемым давлением наНПС для обеспечения заданной производительности нефтепровода.

7.1.13 Числорабочих центробежных насосов в каждой МН должно определяться исходя израсчётного рабочего давления насосной, характеристики насоса, характеристикперекачиваемых нефтей, режима перекачки и быть не более трех.

7.1.14 Накаждую группу рабочих насосов МН необходимо предусматривать установку одногорезервного насоса.

7.1.15 Работавсех НПС по схеме «из насоса в насос» без использования емкости должнапредусматриваться в пределах эксплуатационных участков нефтепровода.

7.1.16 При расчетахприемных нефтепроводов должна производиться проверка неразрывности струи сучетом упругости паров при максимальной температуре перекачиваемой нефти.Расчет производится по ведомственным руководящим документам.

7.1.17 На НПСс ёмкостью для подачи перекачиваемой нефти к основным насосам, если они нерасполагают необходимым кавитационным запасом, должна быть предусмотренаустановка подпорных насосов. Установка насосов в заглубленном помещении недопускается.

В группе дочетырех подпорных насосов необходимо устанавливать один резервный.

На выходныхлиниях подпорных насосов до магистральных насосов должны устанавливатьсяарматура и оборудование, рассчитанные на давление не ниже 2,5 МПа (25 кгс/см²).

7.1.18 На НПСс ёмкостью должна предусматриваться установка узлов с предохранительнымиустройствами и автоматически открывающаяся задвижка для защиты по давлениютехнологических трубопроводов резервуарного парка.

Автоматическиоткрывающаяся задвижка также предназначена для защиты от перелива нефти изрезервуаров.

Один узелдолжен устанавливаться на приёмных трубопроводах резервуарного парка, а второймежду подпорной и магистральной насосными, а при наличии узла учёта - междуподпорной насосной и узлом учёта нефти. Число рабочих устройств для первогоузла рассчитывается на максимальный расход нефти, а для второго узла на 70% отмаксимального расхода. На каждом узле следует предусматривать не менее 30%резервных предохранительных устройств от числа рабочих.

До и послекаждого предохранительного устройства следует устанавливать отключающиезадвижки с ручным приводом. При эксплуатации эти задвижки должны бытьопломбированы в открытом положении.

Трубопроводыпосле предохранительных устройств должны быть уложены с уклоном не менее 0,002в сторону зачистного насоса.

7.1.19 Дляопорожнения технологических трубопроводов и оборудования должныпредусматриваться самотечные дренажные трубопроводы со сбросом нефти взаглубленные емкости. Дренажные трубопроводы прокладываются с уклоном не менее0,002.

7.1.20 Научастке трубопровода после МН до узла регулирования должен быть установленбыстродействующий обратный клапан (без демпфера).

7.1.21 Дляподдержания заданных величин давлений (минимального на входе и максимального навыходе МН) предусматривается регулирование давления методом дросселирования,или, при соответствующем обосновании, применением гидромуфт или электроприводас регулируемым числом оборотов.

Узелрегулирования должен состоять не менее чем из двух регулирующих устройств.Схема узла регулирования должна обеспечивать равномерное распределение потока ипредусматривать прямые участки до и после регулирующих устройств длиной неменее 5 диаметров.

Выборпараметров регулирующих устройств должен осуществляться с учётом обеспечениярегулирования при отключении одного из регулирующих устройств и перепададавления при отсутствии регулирования, равного 2030 кПа при двух работающихустройствах. Максимальный перепад принимается равным полному напору одногомагистрального насоса при подаче, равной пропускной способности нефтепровода.

7.1.22 Всоответствии со СНиП 2.05.06 на промежуточных НПС магистральных нефтепроводовдиаметром 720 мм и выше должны предусматриваться ССВД. Применение ССВД нанефтепроводах меньшего диаметра обосновывается расчётами.

7.1.23 Припоявлении волн давления ССВД должна обеспечивать сброс части потока нефти изприёмной линии МН в резервуары-сборники.

7.1.24 ССВДдолжна срабатывать при повышении давления в нефтепроводе на величину не более0,3 МПа от установившегося давления в нефтепроводе, происходящем со скоростьювыше 0,3 МПа/с. Дальнейшее повышение давления в зависимости от настройки ССВДдолжно происходить плавно со скоростью от 0,01 до 0,03 МПа/с. Начальнаявеличина повышения давления и скорость повышения давления ССВД должнынастраиваться плавно или ступенями.

7.1.25 ССВДдолжна иметь не менее двух исполнительных органов. Характеристикаисполнительных органов должна обеспечивать поддержание параметров, указанных вп. 7.1.24, при выходе из строя одного из них. ССВД должна быть предпочтительнопрямого действия без внешних источников питания.

7.1.26 ССВДдолжна устанавливаться на байпасе приёмной линии НПС послефильтров-грязеуловителей с установкой двух задвижек с электроприводом,отключающих ССВД от приёмной линии НПС. Диаметр байпасного трубопровода выбираетсятак, чтобы площадь сечения его была не менее половины площади сечения приемнойлинии.

7.1.27 До ипосле исполнительных органов ССВД должна предусматриваться установка задвижек сручным приводом. Задвижки должны быть опломбированы в открытом положении.

7.1.28 Объёмрезервуаров-сборников для сброса нефти от ССВД должен быть не менее:

длянефтепроводов диаметром 1220 мм - 500 м³;

длянефтепроводов диаметром 1020 мм - 400 м³;

длянефтепроводов диаметром 820 мм - 200 м³;

длянефтепроводов диаметром 720 мм и менее - 150 м³.

7.1.29Технологическая схема НПС с ёмкостью должна обеспечивать возможность работы посхеме «из насоса в насос», при этом необходимо предусматривать снижениемаксимального рабочего давления на предыдущей НПС до безопасного уровня.

7.1.30 Припоследовательной схеме включения насосов МН технологическая схема НПС должнаобеспечивать возможность параллельно-последовательной работы НА с учётомналичия или перспективы строительства параллельных нефтепроводов.

7.1.31Отключаемые надземные участки трубопроводов НПС должны иметь защиту отповышения давления вследствие колебания температуры.

7.1.32Запорная арматура (задвижки, шаровые краны) и обратные клапаны с концами подприварку должны устанавливаться подземно; фланцевая - наземно.

7.1.33Оборудование и арматура, устанавливаемые на открытом воздухе, без укрытия,должны применяться в климатическом исполнении, соответствующеммикроклиматическому району размещения НПС по СНиП 23-01.

7.1.34Испытание трубопроводной обвязки магистральных насосных агрегатов должнопредусматриваться совместно с насосами с учетом ограниченийзаводов-изготовителей оборудования, арматуры, труб и соединительных деталей.

7.1.35 Дляпривода насосов должны применяться электродвигатели в исполнении,обеспечивающем их установку в соответствии с категорией помещения (общиймашинный зал с насосами, машинный зал с противопожарной стенкой/перегородкой)или на открытых площадках.

7.1.36 На НПСс емкостью предусматриваются лаборатории для выполнения анализов перекачиваемойнефти. Лаборатория должна соответствовать требованиям, устанавливаемым РД39-0144103-354. Типовое положение о лаборатории производящей анализы нефти приприемосдаточных операциях.

7.1.37Классификацию взрывопожароопасных зон - см. Приложение В.

7.1.38Проектирование причалов для слива-налива нефти выполняется по «Нормамтехнологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами(нефтебаз)» ВНТП-5.

 

7.2Резервуарные парки

7.2.1Суммарный полезный объем резервуарных парков нефтепровода распределяетсяследующим образом.

Головнаянефтеперекачивающая станция магистрального нефтепровода должна располагатьемкостью в размере от двухсуточной до трехсуточной производительностинефтепровода.

На НПС семкостью, расположенных на границе эксплуатационных участков, а также в местеперераспределения потока нефти между нефтепроводами должна предусматриватьсярезервуарная емкость в размере 0,3-0,5 суточной производительностинефтепроводов. При выполнении приемо-сдаточных операций на НПС резервуарнаяемкость должна быть в пределах 1,0-1,5 суточной производительностинефтепровода.

7.2.2 Принескольких параллельных нефтепроводах суммарный полезный размер резервуарнойемкости должен определяться от суммы суточных производительностей каждогонефтепровода.

7.2.3 Припоследовательной перекачке нефтей объем резервуарных парков каждой НПС семкостью и конечного пункта определяется по «Нормам технологическогопроектирования для нефтепродуктопроводов» ВНТП-3.

7.2.4 Полезнаяемкость (объем) резервуарных парков определяется по таблице 7.1 с учетомкоэффициента полезной емкости, который равен отношению полезного объемарезервуара к строительному номиналу.

Полезный объемрезервуара определяется по нормативным верхним и нижним уровням, рассчитываемымпо времени, необходимому для выполнения оперативных действий.

7.2.5Количество резервуаров на НПС должно определяться с учетом ежегодного вывода вкапитальный ремонт в соответствии с утвержденным нормативным коэффициентом7-12% емкости по строительному номиналу с учетом единичной емкости резервуаров.Единичная емкость резервуаров выбирается из расчета установки не менее двуходнотипных резервуаров на НПС, а в случае проведения приемо-сдаточных операцийпо резервуарам - не менее трех однотипных резервуаров.

 

Таблица 7.1

 

Тип резервуара	Коэффициент использования емкости
Вертикальный стальной 5-10 тыс. м3 без понтона	0,79
То же, с понтоном	0,76
Вертикальный стальной 20 тыс. м3 без понтона	0,82
Вертикальный стальной 20-100 тыс. м3 с понтоном	0,79
То же, с плавающей крышей	0,83
Железобетонный заглубленный 10-30 тыс. м3 (для существующих резервуаров)	0,79

 

7.2.6 В целяхзащиты резервуаров от перелива и защиты технологических трубопроводов иарматуры от превышения давления в составе резервуарного парка необходимодополнительно предусматривать резервуарную емкость в объеме 2-х часовойпроизводительности нефтепровода. Проектом должен предусматриваться сброс нефтипо специальному трубопроводу от предохранительных устройств в резервуарный парк(не менее 2-х резервуаров) или в 2 отдельных резервуара. Для обеспечениянадежной работы предохранительного устройства должны быть предусмотренысредства зачистки трубопровода сброса.

7.2.7 Длясокращения потерь нефти должны применяться резервуары с плавающими крышами илис понтонами (применение других типов резервуаров требует выполнениятехнико-экономического обоснования).

7.2.8 Подогревнефти, в случае необходимости, должен производиться с применениемрециркуляционных систем с подогревом в теплообменных аппаратах или в печах.

7.2.9 Притранспорте нефти, требующей подогрев, проектом определяется необходимостьприменения и тип тепловой изоляции резервуаров и трубопроводов из несгораемыхматериалов.

7.2.10Оборудование резервуаров должно обеспечивать технологические операции позаполнению их нефтью и опорожнению, защиту от повышения и понижения давления вгазовом пространстве, защиту от распространения пожара, тушение пожара.Перечень оборудования для различных типов резервуаров определен «Правиламитехнической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз» РД153-39.4-078. Применение компенсаторов на приемо-раздаточных патрубкахрезервуаров для ограничения усилий, передаваемых технологическимитрубопроводами на резервуары, определяется проектом в зависимости от диаметровподводящих трубопроводов, емкости резервуаров и условий эксплуатации.

7.2.11 Врезервуарах для нефти в целях предотвращения образования и удаления донныхотложений должны устанавливаться системы размыва парафина с пригруженнымисоплами для железобетонных резервуаров и винтовые перемешивающие устройства длястальных. Для размыва парафина в железобетонных резервуарах следуетпредусматривать подачу нефти, как из магистрального нефтепровода, так и отнасосных агрегатов с возможностью одновременной откачки нефти из резервуара.

7.2.12 Схемытехнологических трубопроводов резервуарных парков должны обеспечиватьопорожнение резервуаров, коллекторов резервуарного парка и подпорной насосной спомощью подпорных или зачистных насосов, а также предусматривать проектныерешения, исключающие попадание газовоздушных пробок из подводящих трубопроводовв резервуары, оснащенные плавающими крышами или понтонами.

7.2.13 Внутриобвалования группы резервуаров допускается прокладка технологическихтрубопроводов, обслуживающих резервуары данной группы. Не допускаетсятранзитная прокладка трубопроводов через соседние обвалования группырезервуаров. Устройство фланцевых соединений технологических трубопроводов иразмещение задвижек в пределах обвалования (за исключением коренных) недопускается.

7.2.14Конструктивные решения по ограждению каре резервуарных парков определяютсятехнико-экономическим расчетом.

 

7.3Технологические трубопроводы

7.3.1Коллектор магистральной насосной от входа первого насоса до узла регулированиядолжен рассчитываться на давление, превышающее рабочее давление в магистральномнефтепроводе на 1,0-1,5 МПа.

7.3.2Необходимость установки переходников с одного диаметра на другой приподключении НА определяется гидравлическим расчетом и техническими условиямизавода изготовителя.

7.3.3 Натерритории НПС, в том числе на территории резервуарного парка, прокладканефтепроводов должна быть подземной. Трубопроводы, подлежащие опорожнению,должны укладываться с уклоном не менее 0,002.

Скоростидвижения нефти в трубопроводах должны составлять:

во всасывающихи самотечных трубопроводах    0,5 - 1,5 м/с;

внагнетательных трубопроводах                           0,5 - 7,0 м/с.

7.3.4 Припараллельной прокладке магистрального нефтепровода с действующимимагистральными нефтепроводами следует предусматривать соединительные(блокировочные) трубопроводы в устройствах приема и пуска (или пропуска)средств очистки и диагностики (СОД).

7.3.5 Натрубопроводы от узлов пуска-приема СОД до магистральной насосной, а также отподпорной до магистральной насосной распространяются нормы проектированиямагистральных трубопроводов (СНиП 2.05.06, СНиП III-42)на остальные - нормы проектирования технологических трубопроводов (СНиП3.05.05, СН 527, ВНТП-5).

7.3.6Установка запорной арматуры должна обеспечивать доступ для обслуживания фланцевыхсоединений и сальниковых устройств.

Соединениезапорной арматуры с технологическими трубопроводами должно быть на сварке.

 

8Автоматизация, телемеханизация и автоматизированные системы управления

 

8.1 Системыуправления

8.1.1 Припроектировании магистральных нефтепроводов или отдельных объектов намагистральных нефтепроводах должно предусматриваться их оснащение средствамиавтоматики, телемеханики и создание автоматизированных систем управлениянефтепроводами (АСУ ТП).

8.1.2Основными целями создания АСУ ТП являются:

- обеспечениетранспортирования нефти с заданной производительностью при минимальныхэксплуатационных затратах;

- повышениенадежности работы нефтепроводного транспорта и предотвращение аварийныхситуаций;

- сокращениепотерь нефти при транспортировании и хранении;

- обеспечениекачества поставляемых нефтей;

-осуществление оперативного учета материальных и энергетических ресурсов изатрат;

- сокращение(до минимума) времени и объема обслуживания и ремонта нефтепровода.

8.1.3Технологическим объектом управления для АСУ ТП может являться НПС, один илинесколько отдельных нефтепроводов, или их эксплуатационных участков независимоот административного подчинения.

8.1.4 С цельюповышения уровня эксплуатации, улучшения использования оборудования и ресурсовпри определении организационной структуры АСУ ТП следует совмещать управлениенесколькими объектами в общем районном диспетчерском пункте (РДП). С учетомустойчивой работы линии связи и экономических соображений должнопредусматриваться создание крупных РДП, вплоть до объединения всех НПС илинейной части в пределах территориального управления под контролемтерриториального диспетчерского пункта (ТДП).

8.1.5 Контрольи управление каждой насосной должны осуществляться централизованно. При размещениина одной площадке нескольких насосных в операторной одной из них следуетпредусматривать создание местного диспетчерского пункта (МДП) длядистанционного контроля и управления всеми насосными на этой площадке. На НПС семкостями в МДП сосредотачивается также управление резервуарным парком,подпорной насосной, узлами учета и т.д.

8.1.6 Объемыавтоматизации и состав средств в системах локальной автоматики НПС должныобеспечивать работу сооружений НПС без дежурного персонала при управлениисредствами телемеханики, а также контроль и управление дежурным оператором принеисправности или отсутствии средств телемеханики.

8.1.7Резервуарные парки должны быть оборудованы средствами местного и дистанционногоизмерения уровня в резервуарах, управления задвижками, участвующими в основныхтехнологических операциях, а так же системой автоматической защиты от переливарезервуаров и повышения давления в подводящих трубопроводах.

8.1.8 В составкомплекса технических средств АСУ ТП входят:

-вычислительный комплекс совместно с устройствами сбора, представления ирегистрации информации;

- средствателемеханизации насосных станций и линейных сооружений;

- системылокальной автоматики нефтеперекачивающих станций, линейной части, пунктовприема и сдачи нефти;

- системыизмерения (учета) количества и качества нефти, электроэнергии;

- аппаратурапередачи данных.

8.1.9Технические характеристики автоматизированных систем управления(быстродействие, надежность, точность выполнения функций и т.п.) принимаются всоответствии с требованиями на создание Единой автоматизированной системыуправления (ЕАСУ).

8.1.10Проектирование систем автоматики, телемеханики должно выполняться на баземикропроцессорных средств с учетом создания единых сетевых структур.

8.1.11 Всепрограммно-логические контроллеры, применяемые в локальных системах автоматикидолжны иметь возможность передавать информацию в технологическую сеть ПЛК НПС(ЛПДС). Все ПЛК должны соответствовать требованиям рекомендаций МЭК (IEC) 61131-1. Программирование ПЛК должно осуществляться всоответствии с требованиями МЭК (IEC) 61131-3.

Вмикропроцессорных системах автоматики предусматривается использованиеаварийного контроллера или блока ручного управления для реализации функцийобщестанционных защит и аварийной остановки НПС.

8.1.12 Дляобеспечения обмена информацией между отдельными системами локальной автоматикииспользовать протоколы:

- Modbus для связи с вторичными блоками измерительных приборов;

- Modbus + для связи ПЛК различных систем локальной автоматики;

- протокол всоответствии с требованиями МЭК (IEC) 61158-4 для связиПЛК различных систем локальной автоматики и передачи данных от интеллектуальныхдатчиков в ПЛК;

- канальныйпротокол Ethernet, транспортный TCP/IP для связи АРМ(систем верхнего уровня) локальных систем автоматики в локальную сеть МДП. Приэтом ЛВС МДП, в состав которой входят технические средства систем локальнойавтоматики должна быть организована отдельно от ЛВС НПС (ЛПДС), РУМН, ТДП,используемой для задач АСУП.

8.1.13Построение систем автоматики должно предусматривать модульность построения,обеспечивающую создание распределенных систем и возможность поэтапноговнедрения средств автоматизации.

8.1.14Параметры автоматизации и требования к средствам автоматизации отдельныхобъектов (насосные, резервуарные парки, узлы учета, системы энергоснабжения,вспомогательные системы) определяются по ведомственным нормативным документам.

 

8.2Автоматическая защита

8.2.1Магистральная насосная

8.2.1.1 КаждаяМН должна иметь автоматические защиты, действующие на отключение всех насосныхагрегатов при появлении следующих событий и ситуаций:

- снижениедавления на входе НПС ниже минимального значения;

- повышениедавления в коллекторе МН перед узлом регулирования (или перед узлом подогреванефти, узлом учета нефти и т.п.) выше максимального значения;

- повышениедавления на выходе НПС после узла регулирования (или другого технологическогообъекта трубопровода до линейной части) выше максимального значения;

-загазованность максимум до 40% нижнего концентрационного предела воспламенения(НКПВ) в помещениях МН и регуляторов давления, на установках подогрева нефти, впомещении маслосистемы и других производственных помещениях, относящихся кклассу взрывоопасных зон В-1а;

- пожар впомещениях ПН и МН и регуляторов давления, на установках подогрева нефти, впомещении маслосистемы и в помещении электродвигателей (в насосных сразделительной стенкой);

- затоплениеобщего укрытия (или помещения) магистральных насосов, помещений маслосистемы,камеры регуляторов давления, канализационной насосной неочищенных стоков;

- достижениемаксимального уровня нефти в сборнике утечек и сброса ударной волны;

- минимальноедавление в камерах беспромвальной установки.

8.2.1.2Магистральные насосные агрегаты должны иметь устройства автоматической защиты,обеспечивающие контроль параметров работы агрегата в соответствии с техническойдокументацией заводов-изготовителей агрегата и РД 153-39ТН-008 и отключениеэтого агрегата при возникновении неисправности или аварийной ситуации.

8.2.1.3 Дляместного контроля давления на входе и выходе магистральных насосовустанавливаются манометры с погрешностью измерения не выше класса 1,0. Упоследнего по потоку нефти магистрального агрегата манометр устанавливаетсятолько на входе. Для насосов вспомогательных систем устанавливаются манометрыкласса 2,5.

8.2.1.4Погрешность датчиков (сигнализаторов), используемых для защит МН по давлениям,не должна превышать 1,5%.

8.2.1.5Уставка защит по максимальным давлениям не должна превышать более чем на 10%рабочее давление в магистральном нефтепроводе, принятое при расчете напрочность нефтепровода по СНиП 2.05.06.

8.2.1.6Уставка защиты по минимальному давлению на входе НПС должна быть выше 85% отвеличины кавитационного запаса насоса.

8.2.1.7Срабатывание защит по загазованности, пожару, по затоплению и по максимальномууровню нефти в сборнике утечек и сброса ударной волны должно сопровождатьсяавтоматическим отключением магистральных агрегатов, автоматическим закрытиемзадвижек подключения МН к нефтепроводу на промежуточных НПС. На НПС с емкостьюавтоматическое отключение магистральных агрегатов сопровождается автоматическимотключением подпорных агрегатов с автоматическим закрытием задвижек междуподпорной насосной и резервуарным парком, между МН и ПН и закрытием выходной задвижкиНПС. При пожаре дополнительно автоматически отключаются системы вентиляции взащищаемом помещении.

8.2.1.8 Взащищаемых помещениях при пожаре следует предусматривать автоматическоеотключение электродвигателей вспомогательных систем и других активных электроприемников(кроме аварийного освещения).

8.2.1.9Срабатывание защиты по загазованности должно сопровождаться автоматическимвключением всех имеющихся систем вентиляции данного помещения.

8.2.1.10Срабатывание всех защит, перечисленных в п. 8.2.1.1, должно сопровождатьсяавтоматической световой и звуковой сигнализацией в месте постоянного пребываниядежурного эксплуатационного персонала. Действие защит по пожару изагазованности должно также сопровождаться автоматическим звуковым сигналомоповещения по территории и световыми сигналами в соответствующем помещении. Приотсутствии постоянного персонала в этом помещении световые сигналы должнырасполагаться перед входом в помещение. В помещениях насосных агрегатовсветовые и звуковые сигналы устанавливаются снаружи и внутри помещения.

8.2.1.11Вблизи всех эвакуационных выходов из помещения с насосными агрегатами снаружи(в безопасных и доступных местах) должны быть установлены кнопки «Стоп» дляаварийного отключения насосной по пожару.

8.2.1.12 Вовсех закрытых помещениях с взрывоопасными зонами должны быть предусмотренысигнализаторы довзрывоопасных концентраций горючих газов и паров(газосигнализаторы).

Установкугазосигнализаторов следует выполнять в соответствии с РД БТ 39-07191-003.

8.2.2Подпорная насосная

8.2.2.1Подпорные насосные агрегаты должны иметь устройства автоматической защиты,обеспечивающие контроль работы агрегатов и их отключение в соответствии стехнической документацией заводов-изготовителей агрегатов (насосов иэлектродвигателей) и РД 153-39ТН-008.

8.2.2.2 ПН приразмещении в помещении должна иметь автоматические защиты, действующие наотключение насосных агрегатов по пожару, загазованности и затоплению аналогичноМН (см. п. 8.2.1.7).

 

8.3Резервуарные парки

8.3.1 Врезервуарных парках следует предусматривать:

-автоматическую защиту от перелива резервуаров и от превышения давления наподводящих трубопроводах;

-автоматическую пожарную сигнализацию и автоматизацию пожаротушения всоответствии со СНиП 2.11.03, ВНПБ 01-02-01.

С учетом требованийпо автоматизации предусматривается дистанционная система измерения уровня нефтив резервуарах, измерение средней температуры нефти, измерение уровняподтоварной воды.

8.3.2Автоматическая защита от перелива должна обеспечивать закрытие задвижек на линияхподачи нефти в резервуар при достижении в нем максимального уровня нефти иоткрытие задвижки на линии сброса в аварийный резервуар. Настройкамаксимального уровня производится ниже уровня (аварийного), допускаемогонесущей способностью резервуара, на величину, соответствующую количеству нефти,которое может поступить в резервуар за время закрытия задвижки налива, а такжес учетом температурного расширения нефти.

Допустимыйуровень (аварийный) по конструкции резервуара определяется:

- длярезервуаров со стационарной крышей или со стационарной крышей и понтоном спеногенераторами, встроенными в стенку резервуара, - нижним краемпеногенератора минус 0,3 м;

- длярезервуаров со стационарной крышей при подслойном пожаротушении - отметкойверха стенки резервуара минус 0,3 м;

- длярезервуаров со стационарной крышей и понтоном при подслойном пожаротушениинижней образующей верхнего ввода пенопровода минус 0,3 м;

- длярезервуаров с плавающей крышей отметкой верха стенки резервуара минус 0,3 м.

8.3.3 Дляавтоматической защиты от перелива должен использоваться отдельный датчикмаксимального уровня, не связанный с измерителем уровня оперативного контроля.

 

8.4Автоматическая система пожаротушения

8.4.1 Общиетребования.

8.4.1.1 Припроектировании систем автоматизации пожаротушения кроме настоящих норм следуетиспользовать следующие нормативные документы:

СНиП 2.04.09;СНиП 2.11.03; ППБ-01; НПБ 104; НПБ 110; ВППБ 01-05; ПУЭ; ГОСТ Р 51330.13; РД153-39.4-087.

8.4.1.2Автоматизация системы пожаротушения должна включать:

-автоматическую селективную пожарную сигнализацию места пожара;

-автоматическую световую и звуковую сигнализацию о возникновении пожара всоответствии с п. 8.2.1.10;

-автоматическое, дистанционное и местное управление системой автоматическогопожаротушения;

-автоматическое включение защит оборудования и помещений в соответствии с п.8.2.1.7, а также при дистанционном и местном пуске установок пожаротушения;

-автоматический контроль исправности системы пожарной сигнализации ипожаротушения;

- возможностьснятия (квитирования) звуковой сигнализации; контроль световой и звуковойсигнализации (по вызову);

-автоматическое открытие задвижек систем пожаротушения на горящий объект;

-автоматический запуск насосов подачи раствора пенообразователя и систем охлаждениярезервуаров;

-автоматический запуск резервных насосов систем пожаротушения и водоорошения.

8.4.1.3Селективная (избирательная) сигнализация пожара и дистанционное управлениесистемой автоматического пожаротушения должны предусматриваться в МДП (или воператорной при отсутствии МДП) с дублированием сигнализации о пожаре исрабатывании систем автоматического пожаротушения в пожарном посту и воператорной (при наличии в нем постоянного дежурного персонала).

8.4.1.4 Дляавтоматического пожаротушения помещений с взрывоопасными зонами итехнологических объектов должны применяться установки, использующие способы исредства пожаротушения, согласованные с ГУГПС МВД России и рекомендованные дляприменения в соответствующих помещениях.

8.4.1.5Автоматизация пенного пожаротушения должна предусматривать:

-автоматизацию заполнения пожарных насосов; автоматическое, дистанционное иместное включение насосов подачи воды и пенообразователя;

-автоматическое дозирование необходимого количества пенообразователя;

- автоматическоевключение резервных насосов с электроприводом в случае отказа в работе рабочегонасоса или невыхода его на режим в течение установленного времени;

-автоматическое селективное открытие запорной арматуры на линиях подачи пены кзащищаемым объектам;

- местноеуправление устройствами компенсации утечки раствора пенообразователя изтрубопроводов и сжатого воздуха из гидропневматических емкостей;

- отключениеавтоматического пуска насосов;

- сигнализациюминимального давления в напорной сети раствора и пенообразователя;

-автоматический контроль исправности системы пожарной сигнализации;

-автоматический контроль аварийного уровня воды и температуры в резервуарахпожарного запаса и уровня пенообразователя в резервуарах для пенообразователя;

- световую извуковую сигнализацию возникновения пожара, контроль исправности звуковой исветовой сигнализации (по вызову);

- снятиезвуковой сигнализации.

8.4.2 Датчикипожарной сигнализации (пожарные извещатели)

8.4.2.1 Длясигнализации пожара в нефтенасосных и резервуарах следует применять извещатели,реагирующие на тепло или инфракрасное излучение.

8.4.2.2Пожарные извещатели теплового типа должны иметь температуру срабатывания, неменее чем на 20°С превышающую максимальную температуру окружающего воздуха сучетом местного нагрева оборудования.

8.4.2.3 Запусксистемы автоматического пожаротушения должен осуществляться при срабатывании неменее двух пожарных извещателей.

Эта схемаможет реализовываться двумя лучами, к которым подключены разные датчики, или спомощью пожарного концентратора, принцип действия которого позволяет определитьчисло сработавшихся в луче датчиков.

8.4.2.4Пожарные извещатели следует устанавливать в соответствии со СНиП 2.04.09 ирекомендациями заводов-изготовителей.

8.4.3 Схемыавтоматизации

8.4.3.1Система автоматического пенного пожаротушения должна предусматриватьселективное управление запорными устройствами на линиях подачи пены кзащищаемым объектам.

8.4.3.2Аппаратура автоматического управления насосами пожаротушения и запорными устройствамина пенопроводах может устанавливаться в операторной или в МДП НПС.

8.4.3.3Включение системы автоматического пожаротушения должно сигнализироваться взащищаемом помещении одновременным световым и звуковым сигналами,устанавливаемыми в соответствии с п. 8.2.1.10.

8.4.3.4Система производственно-технического водоснабжения должна предусматриватьавтоматическую подачу воды в резервуары противопожарного запаса при включениипожарных насосов, а также закрытие задвижек на линиях подачи воды в системупроизводственно-технического водоснабжения при достижении уровня пожарногозапаса в этих резервуарах.

8.4.3.5Дистанционный контроль уровней и температуры воды в наземных резервуарахпротивопожарного запаса воды и раствора пенообразователя может осуществляться сигнализациейпредельных уровней в операторной (МДП).

8.4.3.6 Воператорной (МДП) для систем пенного пожаротушения следует предусматриватьсветовую и звуковую сигнализацию:

- положениязадвижек на линиях подачи пены к защищаемым помещениям;

-максимального и минимального давления в сети подачи воды при работе насосовпожаротушения;

- работы инеисправности насосов системы автоматического пожаротушения;

- предельныхуровней и температуры воды в резервуарах противопожарного запаса воды ираствора пенообразователя;

- отключениязвуковой сигнализации о пожаре;

- отключенияавтоматической подачи пены в нефтенасосную.

8.4.3.7Звуковые сигналы о пожаре на месте (ревуны, сирены) могут быть общими ссигнализацией загазованности в помещениях или установках.

Световые сигналыо пожаре и загазованности в защищаемых помещениях должны быть раздельными.

9Метрологическое обеспечение

 

9.1 Общиеположения

9.1.1Проектными организациями при проектировании объектов магистральныхнефтепроводов в составе проектной документации должны быть разработаныматериалы по:

-метрологическому обеспечению учета нефти при ее приеме, сдаче, хранении,движении и использовании на собственные нужды;

-метрологическому обеспечению основного и вспомогательных производств;

- организацииметрологической службы на проектируемом объекте и ее оснащении.

Материалы пометрологическому обеспечению должны быть включены в состав общей пояснительнойзаписки и рабочей документации.

Организация ипроведение работ по метрологическому обеспечению должны осуществлятьсяпроектной организацией при соблюдении действующих государственных стандартов,правил и норм по обеспечению единства измерений.

9.1.2Проектная документация подлежит обязательной метрологической экспертизе.Метрологическую экспертизу проектов проводят метрологические службы,аккредитованные на право проведения метрологической экспертизы проектнойдокументации в соответствии с правилами по метрологии ПР 50.2.013.

9.1.3Метрологической экспертизе подвергается следующая документация:

- заявки наразработку технических заданий;

- проектытехнических заданий, заданий на проектирование;

- материалыпояснительной записки и рабочей документации проекта;

- документы ипроектные решения, используемые в составе проекта (технические условия,программы и методики испытаний, эксплуатационные документы);

- другие видыдокументации, в том числе контрактные условия на закупку к данному проектуоборудования, технических и программных средств, соглашения в части вопросовобеспечения единства измерений при реализации проекта.

9.1.4Применяемые в проектной документации наименования и обозначения физическихвеличин и их единиц должны соответствовать международной системе единиц СИ,требованиями действующих стандартов (ГОСТ 8.417, ГОСТ 8.430).

9.1.5Результаты метрологической экспертизы излагаются в экспертном заключении,вместе с которым рассмотренная проектная документация возвращаетсяразработчикам для внесения изменений.

9.1.6Применяемые метрологические термины должны соответствовать требованиям ирекомендациям стандартов и терминологических сборников (РМГ 29).

9.1.7Документация должна предъявляться на метрологическую экспертизу комплектно всоответствии с действующими инструкциями и положениями, определяющими порядокоформления, учета, обращения и хранения проектной документации и должна бытьподписана разработчиками.

9.1.8 Решенияпо результатам метрологической экспертизы являются для разработчиков проектаобязательными.

 

9.2Метрологическое обеспечение при проведении учетных операций и при использованиинефти на собственные нужды

9.2.1 Дляобеспечения учета количества и качества нефти в системе магистральныхнефтепроводов должны проектироваться узлы учета нефти (УУН).

9.2.2 Взависимости от выполняемых функций УУН делятся на коммерческие и оперативные.Коммерческие УУН предназначены для измерения количества и показателей качестванефти при приемке в систему магистральных нефтепроводов, сдаче НПЗ, на экспорт,на налив в морской и речной транспорт, налив в железнодорожные и автоцистерны.Оперативные УУН предназначены для оперативного контроля движения нефти и могутявляться резервными средствами для коммерческих систем.

9.2.3Погрешность измерений коммерческих и оперативных УУН должна соответствоватьтребованиям ГОСТ 26976.

9.2.4 УУНпредусматриваются в пунктах:

- приема отнефтедобывающих предприятий;

- приема исдачи смежным предприятиям;

- приема исдачи НПЗ, на экспорт, на налив в морской и речной транспорт, налив вжелезнодорожные и автоцистерны.

9.2.5 Всесредства измерений, входящие в состав УУН, должны иметь сертификаты утверждениятипа Госстандарта России.

9.2.6 Припроектировании в состав УУН должны включаться:

- блокизмерительных линий;

- блокобработки информации;

- блокконтроля качества нефти;

-метрологическое оборудование, рабочие эталоны;

- узелрегулирования давления и расхода;

- устройствогарантированного питания;

-аналитическая лаборатория.

9.2.7 На входев УУН устанавливается блок фильтров-грязеуловителей для предварительной грубойочистки нефти.

9.2.8 На входев измерительные линии должны быть установлены фильтры тонкой очистки нефти.

9.2.9 Числорабочих и резервных (не менее) измерительных линий коммерческого УУН должноопределяться из условий обеспечения заданной точности измерения в диапазонепроизводительности нефтепровода с учетом экстремальных режимов перекачки. Наналивных пунктах в морской и речной транспорт нефтеизмерительная система должнаработать с заданной точностью в пределах режимов погрузки нефти в танкеры.

9.2.10 Входнойи выходной коллекторы должны иметь подключения с противоположных сторон.

9.2.11Задвижки технологической обвязки (выходные и на трубопоршневую установку)должны иметь абсолютное закрытие с контролем герметичности.

9.2.12Технологическая схема и состав оборудования УУН должны соответствоватьтребованиям государственных стандартов, метрологических норм и правил,ведомственных нормативов по проектированию и эксплуатации УУН.

9.2.13 Системыизмерений количества и показателей качества нефти резервуарных (товарных)парков.

9.2.13.1Товарные парки - группы технологически обвязанных резервуаров, предназначенныхв качестве резервной схемы для измерения количества и качества нефти при приемев систему магистральных нефтепроводов, сдаче НПЗ, на экспорт, на налив вморской и речной транспорт, налив в железнодорожные и автоцистерны, а также хранения,подготовки, смешения (компаудирования) нефти, принятой от грузоотправителей длятранспортировки в системе магистральных нефтепроводов.

9.2.13.2 Всерезервуары должны иметь действующие градуировочные таблицы и быть оборудованыавтоматическими системами измерений.

9.2.13.3 Всесредства измерений должны быть поверены и иметь соответствующие действующиесертификаты.

9.2.14Испытательные химико-аналитические лаборатории.

9.2.14.1 Дляопределения физико-химических показателей нефти все проектируемые объектымагистральных нефтепроводов, на которых планируется проведение операций поприему-сдаче или отпуску нефти, должны иметь в своем составе аккредитованныеиспытательные лаборатории.

9.2.14.2Лаборатории должны быть оснащены средствами измерений, лабораторнымианализаторами с сертификатом об утверждении типа Госстандарта РФ.

9.2.15 Системыдля учета нефти на собственные нужды.

Проектомдолжны быть определены исходные данные о годовом расходовании нефти насобственные нужды (при необходимости с сезонной разбивкой), установленынормативы расхода нефти. На основании данных должен быть произведен выборметода и средств измерений.

9.2.15.1 Придинамическом методе измерений для учета нефти на потоке система должны бытьоснащена:

- первичнымиизмерительными преобразователями (расходомеры, массомеры);

- вторичнойэлектронной аппаратурой.

9.2.15.2 Пристатическом методе измерений для учета нефти должны применяться системыизмерений количества и показателей качества нефти в резервуарах.

9.2.16 Системыдля оперативного измерения на потоке и обеспечения информации обнаруженияутечек транспортируемой нефти между НПС.

9.2.16.1Требования к данным системам по составу должны соответствовать пункту 9.2.1 вслучае их применения на границах магистральных нефтепроводов между двумятерриториальными правлениями, а также на НПС, где происходит перераспределениегрузопотоков между магистральными нефтепроводами, без оснащения эталоннымоборудованием.

9.2.16.2 Дляцелей оперативного контроля транспортируемой нефти состав системы долженобеспечивать измерение объема, температуры и давления нефти с требуемойточностью.

 

9.3Метрологическое обеспечение основного и вспомогательного производств

9.3.1Измерительно-контролирующие и измерительно-регулирующие системы основногопроизводства. В состав систем основного производства входят:

- системаизмерений и контроля давления и температуры НПС и линейной части;

- системыизмерений и контроля уровня вибрации НА;

- системыизмерений и контроля взрывоопасных концентраций газов;

- системаизмерений и контроля температур НА;

- системаизмерений и контроля давления масла (воды, воздуха) НА;

- системаприточно-вытяжной вентиляции помещений;

- системаизмерений и контроля давления систем пожаротушения;

- системаизмерений и регулирования расхода;

- системарегулирования и перераспределения потоков.

Данные о типахи количествах средств измерений указанных систем с учетом нормативов обменногофонда должны быть учтены при разработке раздела по организации метрологическойслужбы на проектируемом объекте и ее оснащении.

9.3.2 В составизмерительно-контролирующих систем вспомогательного производства входят:

- системаизмерений и учета электроэнергии;

- системыизмерений и учета тепловой энергии и теплоносителя.

Проектомдолжны быть определены исходные данные о годовом расходовании энергоресурсов иэнергоносителей, установлены нормативы их расхода по всему проектируемомуобъекту в целом и по отдельным внутрипроизводственным подразделениям. Должныбыть разработаны схемы энергоснабжения объекта и отдельных подразделений, длякоторых необходим коммерческий учет расхода энергоресурсов и энергоносителей, атакже участков, для которых необходим внутрипроизводственный учет. На основанииданных должен быть произведен выбор метода и средств измерений из номенклатурысертифицированных средств измерений, а также эталонное и ремонтное оборудованиедля оснащения ремонтно-поверочных лабораторий подразделений метрологическойслужбы.

В соответствиис Правилами эксплуатации электроустановок потребителей создание подразделенийметрологической службы для проведения поверки средств измерений и учетаэлектроэнергии на каждом предприятии потребителе энергоресурсов являетсяобязательным.

При разработкеданного раздела в проектной документации следует также руководствоватьсяПравилами учета тепловой энергии и теплоносителей Минэнерго РФ, комплектом ГОСТ8.563.1, ГОСТ 8.563.2, ГОСТ 8.563.3, по измерению расхода и количестважидкостей и газов методом переменного перепада давления.

9.3.3Автозаправочные станции

Проектомдолжны быть определены исходные данные о годовом расходовании топлива напроектируемом объекте. Автозаправочные станции должны быть оснащены:

-автоматическими заправочными колонками;

- средствамиизмерения уровня;

-градуированными подземными емкостями.

9.3.4Подразделения метрологического обслуживания

Подразделенияметрологического обслуживания создаются на обособленно размещаемыхподразделениях основного и вспомогательного производств с целью обеспеченияединства измерений на этих предприятиях и выполнения работ по:

- поверке и калибровкесредств измерений;

- ремонтусредств измерений;

-ведомственному контролю метрологических характеристик средств измерений врабочем режиме их эксплуатации в межповерочном интервале.

Должен бытьпроизведен выбор типа и количества средств измерений, а также эталонное иремонтное оборудование для оснащения ремонтно-поверочных лабораторийподразделений метрологической службы.

9.3.5 Припроектировании баз производственного обслуживания (БПО, ЦБПО), подразделенийтехнологического транспорта и спецтехники, специализированных подразделений попредупреждению и ликвидации аварий на магистральных нефтепроводах (АВП, АРП),объектов производственно-технической связи, объектов подразделенийподводно-технических работ следует предусматривать организацию подразделенийметрологических служб и оснащение их средствами измерений, эталонами,стационарными и передвижными ремонтно-поверочными лабораториями по номенклатуревыполняемых работ.

 

9.4Организация метрологической службы на проектируемом объекте и ее оснащение

9.4.1Материалы проекта по организации метрологической службы на проектируемомобъекте и ее оснащении должны быть разработаны в соответствии с Типовымположением о метрологической службе государственных органов управленияРоссийской Федерации и юридических лиц ПР 50-732.

9.4.2 Взависимости от расчетной потребности объекты проектирования должны оснащатьсястационарными ремонтно-поверочными метрологическими лабораториями и (или)передвижными (мобильными) ремонтно-поверочными метрологическими лабораториями.

9.4.3Количество метрологических лабораторий должно определяться исходя из парка СИна проектируемом объекте.

9.4.4Лаборатории комплектуются необходимым метрологическим и ремонтнымоборудованием. Выбор метрологического оборудования производится в соответствиис методикой поверки на данный тип средств измерений и соответствующим разделомописания типа средства измерений.

9.4.5Помещения поверочных (калибровочных) подразделений и их оборудование должныудовлетворять требованиям ГОСТ 8.395, МИ 670 и МИ 2284. Поверочные(калибровочные) подразделения размещают в специальном здании или помещениях (невыше 2-го этажа) вдали от объектов, создающих сильные магнитные ивысокочастотные поля, источников вибрации и шума (с уровнем выше 90 дБ),радиопомех (машин, электросварочного оборудования и др.). Определениепотребности в оборудовании и помещениях метрологической службы должно бытьосновано на рекомендациях МИ 670 и МИ 646.

9.4.6 Исходяиз состава парка средств измерений на проектируемом объекте, расчетных величиноснащения поверочным (калибровочным) оборудованием и эталонами, регламентовпроведения технического обслуживания и ремонтов средств измерений иоборудования ремонтных и поверочных (калибровочных) лабораторий, а также сучетом опыта эксплуатации средств измерений на других объектах, в соответствиис РД 39-5-1227, в проекте должен быть рассчитан обменный фонд средствизмерений. Для расчета обменного фонда допускается использовать ранееразработанные нормативы, а также нормативы обменного фонда оборудования и нормрасхода запасных частей и материалов на техническое обслуживание и капитальныйремонт СИКН, другие типовые нормы.

 

10Электроустановки магистральных нефтепроводов

 

10.1 Категорииэлектроприемников и обеспечение надежности электроснабжения.

10.1.1Категории основных электроприемников и допустимое время перерыва ихэлектроснабжения приведены в таблице 10.1.

10.1.2 Дляэлектроприемников особой группы I категориибесперебойность электроснабжения и допустимое время перерыва электроснабжениядолжны быть обеспечены в обязательном порядке, отнесение к этой группе другихэлектроприемников допускается только в обоснованных случаях.

10.1.3 Приопределении категорий надежности особое внимание следует уделить надежностиэлектроснабжения электроприемников, предназначенных для обеспечения требуемыхклиматических условий внутри электрооборудования, устанавливаемого внепомещений (электроподогрев в камерах, шкафах, антиконденсатный подогрев и т.п.)и в электропомещениях.

10.1.4 Выбормощности основных источников питания при преобладании электроприемников I и II категории следует производитьисходя из того, что при выходе из строя одного из них, оставшийся в работедолжен обеспечить работу питаемого участка магистрального нефтепровода безущерба для его основной деятельности на время, необходимое для ввода в действиевыбывшего. В данном режиме следует определить возможность и (или)целесообразность автоматического или ручного отключения неответственныхпотребителей (при наличии).

Мощностьаварийного (резервного) источника (источников) автономных источников питанияопределяется, исходя из надежного питания электроприемников особой группы врабочих и переходных режимах (например, пусковых) и поддержания инфраструктурыНПС или участка линейной части магистрального нефтепровода на минимальнодопустимом уровне.

10.1.5 Приопределении объема резервирования и пропускной способности системэлектроснабжения совпадение планового ремонта элементов электрооборудования иаварии в системе электроснабжения, или возникновения двух аварий одновременно всистеме электроснабжения следует учитывать только в случаях питанияэлектроприемников особой группы.

10.1.6 Вслучае применения дизельной электростанции (ДЭС) в качестве резервногоисточника электроснабжения, она должна быть 3-й степени автоматизации.

Применение ДЭСс ручным пуском допускается только по требованию заказчика.

 

10.2 Кабельныеи проводные линии

10.2.1Прокладку кабелей по территориям НПС, на узлах СОД следует выполнять покабельным и совмещенным эстакадам. Прокладка кабелей непосредственно в земле втраншеях не должна предусматриваться и допускается для одиночных или небольшихгрупп кабелей и при явной нецелесообразности сооружения кабельной эстакады.

10.2.2Прокладка кабелей в каналах (в том числе засыпаемых песком) по территории НПС, атакже в блоках с устройством колодцев не допускается.

10.2.3 Впределах каре резервуаров должны прокладываться только кабели, относящиеся кэлектроприемникам, установленным в каре резервуаров (приводы коренных задвижек,механических систем размыва донных отложений, систем измерения, управления,автоматики и т.п.).

При прокладкекабелей в пределах каре в земле их следует прокладывать в герметичносоединенных между собой ПВД трубах, сочлененных в местах выхода кабелей изземли со стальными коленами.

10.2.4 Наружныекабельные сети в районах с сейсмичностью 6 и выше баллов (при любых способахпрокладки), а также прокладываемые в почвах, подверженных смещению должнывыполняться бронированным кабелем с медными жилами (см. п. 2.3.45 ПУЭ).

10.2.5Технологическая вдольтрассовая ВЛ должна запитываться от собственныхисточников.

10.2.6.Задвижки на речных переходах должны иметь два независимых источникаэлектроснабжения.

 

10.3Электроосвещение

10.3.1Электроосвещение в помещениях и наружных установках должно выполняться наосновании указания СНиП 23-05.

10.3.2 Общееосвещение территорий НПС и узлов СОД выполняется прожекторами с газоразряднымилампами высокого давления, установленными на прожекторных мачтах, совмещенных смолниеприемниками.

10.3.3 Дляпереносного освещения во взрывопожароопасных зонах должны применяться тольковзрывобезопасные аккумуляторные фонари группы II.

 

10.4 Меры пообеспечению безопасности

10.4.1Молниезащита зданий, сооружений и наружных установок должна выполнятьсясогласно требованиям РД 34.21.122.

10.4.2 Навводах в здание (сооружение) выполняется повторное заземление нулевых (PEN) и/или защитных (РЕ) жил кабелей.

10.4.3Непосредственное присоединение к КЗУ сторонних проводящих частей строительныхметаллоконструкций, подкрановых путей технологического и сантехническогооборудования и их трубопроводов, должны выполнять организации, монтирующие этиконструкции, оборудование и трубопроводы; соответствующие указания инеобходимые для их реализации материалы должны содержаться в соответствующих разделахпроектной документации.

10.4.4 Типсистемы заземления в сетях 0,4 кВ TN-C-S, при этом в распределительной (групповой) сети, а вовзрывоопасных зонах в обязательном порядке должен применяться тип системызаземления TN-S.

 

Таблица 10.1

 

Наименование технологического или инженерного оборудования, к которому относится электроприемник	Категория электроприемника по ПУЭ	Допустимое время перерыва питания	Примечание
1	2	3	4
Магистральные насосы: а/ головная НПС; б/ промежуточная НПС с емкостью или без емкости.	I I	Время на АВР, но не более 3 сек.	Определяется с учетом требований по надежности нефтеснабжения, защиты от гидроудара, раскладки труб и технико-экономических расчетов. Наличие второго источника питания обязательно
Коллектор задвижек магистральных насосов	I	Время на АВР, но не более 3 сек.
Подпорная насосная:
а/ головной НПС;	I	Время на АВР, но не более 3 сек.
б/ промежуточной НПС с емкостью.	I
Узел регулирования	I	Время на АВР, но не более 3 сек.
Фильтры-грязеуловители	I	Время на АВР, но не более 3 сек.
Узлы технологических задвижек /кроме «секущих»/	I	Время на АВР, но не более 3 сек.
Системы сглаживания волн давления	I	Время на АВР, но не более 3 сек.
Узлы учета нефти /приводы задвижек/: а/ коммерческий;	I	Время на АВР, но не более 3 сек.
б/ оперативный.	II	Не более суток
ТПУ	III	Не более суток
Блок откачки из сборника утечек, разгрузки и сброса	I	Время на АВР, но не более 3 сек.	Определяется на стадии проектирования, в зависимости от способа откачки /в нефтепровод или передвижную емкость/
ударной волны	II	При II не более суток
Маслосистема	I	Время на АВР, но не более 1 сек.
Система подпора воздуха в электропомещениях, электрозалы, приточные венткамеры, обслуживающие взрывоопасные зоны, в тамбуры-шлюзы, в оболочки электрооборудования с видом взрывозащиты «Р»	I	Время на АВР, но не более 3 сек.
Система отопления, вентиляции и кондиционирования, в т.ч. взрывоопасных зон	Аналогично категории надежности и допустимому времени перерыва питания, предусмотренных для основных электроприемников технологического и /или/ инженерного обслуживаемого здания, помещения, сооружения		п. 91 СНиП 2.04.05
Аварийная вентиляция из взрывоопасных зон	I	Время на АВР, но не более 3 сек.	п. 91 СНиП 2.04.05
Собственные нужды ДЭС /при наличии/	Особая группа	Время на АВР, но не более 3 сек.
Сооружения производственной канализации /нефтеловушки, отстойники, флотационные установки, насосные и т.п./	II	По гл. 1.2 ПУЭ, но не более суток
Сооружения хозяйственно-бытовой канализации /насосные, септики и т.п./	II	По гл. 1.2 ПУЭ, но не более суток
Сооружения водоснабжения /насосные, артскважины, очистные сооружения, водонапорные башни/	II	По гл. 1.2 ПУЭ, но не более суток
Задвижки, отсекающие НПС, резервуарный парк	Особая группа	Время на АВР, но не более 3 сек.	В качестве третьего независимого источника допускается использование ДЭС 3 степени автоматизации
Задвижки защиты резервуара от перелива	I	Время на АВР, но не более 3 сек.
Резервуарный парк Оборудование резервуара /коренные задвижки, мешалки/	I	Время на АВР, но не более 1 сек.
Насосы пено-водотушения	I	Время на АВР, но не более 3 сек.	Должно быть предусмотрено технологическое резервирование
Задвижки на трубопроводах пено-водотушения	I	Время на АВР, но не более 3 сек.	Должна быть предусмотрена возможность перевода от независимого источника питания
Узел связи /аппаратура связи/	I	Не допускается	Аварийное питание от агрегатов бесперебойного питания /UPS/
Станция радиорелейной связи /радиоаппаратура/	I	Не допускается
Станция спутниковой связи	I	Не допускается
Системы контроля, управления, измерения передачи и сохранения информации	Особая группа	Не допускается	Аварийное питание от агрегатов бесперебойного питания /UPS/
Станция катодной защиты	II	Не более 240 часов в год
Котельные /системы автоматики, горелки, насосы, вентиляторы, дымососы и т.п./: а/ при НПС	I	Время на АВР, но не более 3 сек.	Работа одного котла должна быть обеспечена в течение не менее 1 суток от автоматического источника питания
б/ жилых комплексов объектов МН	II	От времени на АВР /3 сек./ до 4 часов, в зависимости от климатических районов
Вспомогательные сооружения /мастерские, гаражи, склады, лаборатории, столовая, вахтовый комплекс/	III	Не более суток
Электроприемники узла пуска и приема СОД а/при НПС	I	Время на АВР, но не более 3 сек.
б/ на линейной части	II	Не более суток
Линейные задвижки	II	Не более 2 часов	Должны быть обеспечены питанием от 2-х независимых источников
Береговые задвижки	I	Время на АВР, но не более 3 сек.
Дом линейного ремонтера, пункт наблюдения на реках	II	Не более суток
Вертолетная площадка	III	Не более суток
Пункт контроля и управления и необслуживаемый регенерационный пункт на трассе магистрального нефтепровода	I	Время на АВР, но не более 3 сек.
Пожарная, охранная сигнализация	I	Не допускается	Аварийное питание от агрегатов бесперебойного питания /UPS/
Электрическое освещение производственных и складских зданий и сооружений: а/ рабочее	В зависимости от категории электроприемни-ков основного технологического и /или/ инженерного оборудования назначения здания /сооружения/
б/ аварийное освещение /безопасности, эвакуационное/	Согласно указаниям п.п. 7.60-7.66 СНиП 23.05
Освещение территорий: а/ НПС	I	Время на АВР, но не более 3 сек.	При выходе из работы основных источников питания часть светильников или все должны быть запитаны от аварийного источника /п. 7.63 СНиП 23.05/
б/ охранное освещение	I	Время на АВР, но не более 3 сек.

 

11Системы водоснабжения, канализации и пожаротушения

 

11.1Водоснабжение и канализацию объектов магистральных нефтепроводов следуетпроектировать на основании следующих нормативных документов: СНиП 2.04.01; СНиП2.04.02; СНиП 2.04.03.

11.2 Натерритории НПС и нефтебаз следует предусматривать производственно-дождевуюканализацию для приема:

-производственных сточных вод от систем охлаждения насосных агрегатов, смываплощадок со сливо-наливными устройствами, полов в насосных станциях, воды отпродувки котлов, химводоочистки, продувки градирен, промывки фильтровобезжелезивания и др.;

- подтоварныхвод из резервуаров хранения нефти;

- дождевых италых вод с открытых площадок для технологического оборудования и других мест,где эти воды могут быть загрязнены нефтепродуктами;

- воды отохлаждения резервуаров при пожаре.

11.3Концентрацию загрязнений в производственных сточных водах НПС и нефтебазследует принимать по таблице 11.1.

 

Таблица 11.1

 

Вид сточных вод	Концентрация загрязнений, мг/л
	взвешенных веществ	нефти и нефтепродуктов	БПК полн.
Сточные воды от смыва площадок для технического оборудования, дождевые воды с этих площадок, производственные сточные воды из зданий насосных станций и др.	600	700 - 1000	200
Подтоварные воды из резервуаров для нефти	20	1000 - 2000	60
Балластные воды танкеров	50	5000	200
Дождевые воды с обвалованной площадки резервуарного парка	300	20	8

 

11.4 Бытовыесточные воды в количестве не более 5 м³/сут., очищенные на местныхочистных сооружениях, при отсутствии бытовой канализации допускается отводить впроизводственно-дождевую канализацию.

11.5 Внутриобвалования группы резервуаров допускается прокладка инженерных коммуникаций,обслуживающих резервуары данной группы. Не допускается транзитная прокладкатрубопроводов через соседние обвалования группы резервуаров за исключениемсухих трубопроводов системы пожаротушения.

При надземнойпрокладке сухие трубопроводы раствора пенообразователя и пожарного водопроводадолжны прокладываться в теплоизоляции из несгораемых материалов.

Допускаемаяпротяженность сети и тип изоляции определяется теплотехническим расчетом.

11.6Дождеприемники на обвалованной площадке резервуарного парка должны бытьоборудованы запорными устройствами (хлопушками), приводимыми в действие сограждающего вала или из мест, находящихся за пределам внешнего ограждения(обвалования) парка, позволяющими направлять загрязненные воды в нормальныхусловиях в систему производственно-дождевой канализации.

Натрубопроводах производственно-дождевой канализации на выходе из каререзервуарного парка за пределами обвалования должны быть установлены задвижки.

11.7 Вколодцах на самотечной сети производственной или производственно-дождевойканализации следует предусматривать устройство гидравлических затворов:

- намагистральной сети канализации через 400 м;

- на всехвыпусках из зданий и сооружений;

- на выпускахот дождеприемников, расположенных на обвалованной площадке резервуарного парказа пределами обвалования (ограждающей стены);

- насамотечной сети до и после нефтеловушки.

Высота столбажидкости в гидравлическом затворе должна быть не менее 0,25 м.

Прокладкасамотечных сетей производственной канализации внутри обвалованной территориирезервуарного парка должна быть подземной, закрытой. В смотровых колодцахвместо лотковой части должна использоваться труба с тройником, оборудованнымзаглушкой для осуществления ревизии.

Для дождевойканализации в пределах одного обвалования допускается устройство лотков,перекрытых съемными плитами и решетками.

Сбросподтоварных вод от резервуаров в сеть производственной канализации,прокладываемой внутри обвалованной территории, должен предусматриваться сразрывом струи.

11.8Пропускная способность сети и сооружений производственно-дождевой канализациидолжна определяться из условия приема обеспечения производственных сточных водот зданий и сооружений, а также их условия обеспечения наибольшего из следующихрасчетных расходов:

- подтоварныхвод от одного наибольшего резервуара;

- дождевых водс открытых производственных площадок сливо-наливных устройств;

- дождевых водс обвалованной площадки резервуарного парка при регулируемом сбросе.

Расчетныйрасход дождевых вод с обвалованной площадки резервуарного парка или воды отохлаждения резервуаров во время пожара определяется при регулируемом сбросе,исходя из условия отведения этих вод с обвалованной площадки парка в течение 48часов.

11.9 Сборуловленных нефтепродуктов от всех сооружений производственной ипроизводственно-дождевой канализации (нефтеловушек, резервуаров-отстойников,флотационных установок и др.) следует предусматривать в отдельный резервуаробъемом не менее 5 м³.

11.10 Наземныерезервуары, предназначенные для регулирования количества сточных вод,поступающих на очистные сооружения следует оснащать следующим оборудованием:

-приемо-отгрузочными устройствами с запорной арматурой;

- дыхательнойи предохранительной арматурой;

-подогревательными устройствами.

11.11Электроприводные задвижки, устанавливаемые на подводящих трубопроводах растворапенообразователя к резервуарам с ЛВЖ, должны размещаться за пределамиобвалования, к зданию магистральной насосной - за пределами дорогтехнологической зоны. Задвижки должны иметь местное и дистанционное управление.

В установкахавтоматического пожаротушения электрозадвижки должны открываться автоматически,дистанционно и по месту вручную.

Электроприводзадвижек должен устанавливаться выше поверхности земли и иметь защиту отатмосферных осадков.

 

12Системы теплоснабжения, отопления, вентиляции и кондиционирования

 

12.1Теплоснабжение, отопление, вентиляцию и кондиционирование зданий и сооруженийпредприятий нефтяной промышленности следует проектировать на основанииследующих нормативных документов: СНиП 2.04.05, СНиП 2.04.07, СНиП II-3, СНиП II-35, СП 41-101, а также санитарных нормпроектирования промышленных предприятий, норм технологического проектирования инастоящих Норм.

12.2 Дляотопления, вентиляции и теплоснабжения следует предусматривать использованиевторичных источников тепла (при наличии газогенераторных установок и печейподогрева), руководствуясь главой СНиП 2.04.05.

При отсутствииэтих вторичных источников тепла для теплоснабжения следует предусматриватькотельные, которые следует проектировать в соответствии со СНиП II-35.

12.3 Котельныепроизводственных площадок магистральных нефтепроводов, имеющие в своем составепотребителей первой категории снабжения, по надежности отпуска тепла относятсяк первой категории.

12.4 Классответственности здания II.

12.5 Котельныепервой категории по степени надежности снабжения электроэнергией и водойотносятся к объектам первой категории, в снабжении которых не допускаютсяперерывы.

12.6 Котельныежилых комплексов объектов магистральных нефтепроводов, по надежности отпускатепла относятся ко второй категории.

12.7 Котельныевторой категории по степени надежности снабжения электроэнергией и водойотносятся к объектам второй категории, надежность электроснабжения которыхопределяется в соответствии с таблицей 10.1.

12.8 Качествоводы для питания паровых котлов должно соответствовать ГОСТ 20995 и ГОСТ 21563.

12.9 Качествоводы для подпитки тепловых сетей должно соответствовать требованиям норм HP 34-70-051.

12.10 Уровеньпола нижнего этажа котельного помещения не должен быть ниже планировочнойотметки земли, прилегающей к зданию.

В котельной недопускается устройство приямков для установки оборудования.

12.11Размещение котельных, использующих газообразное топливо, в подвальныхпомещениях зданий и сооружений всех категорий не допускается.

12.12 Вкотельных должны быть установлены датчики контроля угарного газа.

12.13 Припроектировании индивидуальных тепловых пунктов подключение каждой системыпотребления тепла (контура отопления здания) осуществлять раздельно.

12.14Температуру, относительную влажность и скорости движения воздуха впроизводственных помещениях следует принимать в соответствии с ГОСТ 12.1.005,как для легких работ.

Температуру воздуха°С в производственных помещениях с временным пребыванием людей следуетпринимать:

- 10 припребывании работающих не более 2 часов в смену в холодный период года;

- не ниже 5при пребывании работающих не более 15 минут и отсутствии технологических требований;

- не более 40- при пребывании работающих не более 15 минут и избытках явного тепла более 25Вт/м³ ч в теплый период года.

12.15 Дляотопления зданий насосных, узлов связи, электрощитовых и других зданий,размещаемых на расстоянии более 150 м от тепловых сетей (при теплопотреблениине более 50 кВт), допускается предусматривать отдельный источниктеплоснабжения, подогрев электричеством.

Для подогреваводы единичных потребителей горячего водоснабжения (до трех душевых сеток)допускается применять электронагревательные приборы.

12.16Проектирование печного отопления для зданий, располагаемых на площадкахпредприятий нефтяной промышленности, не допускается.

12.17 Дляпомещений насосных категорий А и Б (категория помещений определяется по НПБ105) объемом более 300 м³ при двух- и трехсменной работе следуетпроектировать системы воздушного отопления, совмещенные с приточной вентиляцией(с рабочим и резервным вентилятором и электродвигателями) без рециркуляциивоздуха.

12.18 Дляпомещений насосов с электродвигателями категории А при одно- и двухсменнойработе допускается проектировать комбинированное отопление: воздушное,совмещенное с приточной вентиляцией периодического действия (с установкойодного вентилятора с электродвигателем) и дежурное отопление с местныминагревательными приборами.

12.19 Впроизводственных и вспомогательных помещениях, кроме помещений, перечисленных вп. 12.17 и 12.18 настоящих Норм, а также в помещениях объемом не более 300 м³следует предусматривать системы отопления с местными нагревательными приборами(радиаторы, ребристые трубы и др.).

12.20Кратность воздухообмена в помещениях объектов магистральных нефтепроводов, вкоторых имеет место выделение паров нефти (категории А и Б) в зависимости отсорта перекачиваемой нефти, должна быть не менее:

- товарнаянефть при отсутствии сернистых соединений 3 обмена в час;

- при наличиисернистых соединений 8 обменов в час;

-высокосернистые нефти 10 обменов в час.

В помещенияхвысотой менее 6 м кратность воздухообмена должна быть увеличена на 25 % накаждый метр снижения высоты.

12.21 Дляпомещений зданий и сооружений объемом до 300 м³ категорий А и Б ипребыванием в них обслуживающего персонала до 2 часов в смену следуетпроектировать вытяжную вентиляцию с естественным побуждением и механическую с8-ми кратным воздухообменом в час по полному объему помещения, включаемуюавтоматически по загазованности или вручную перед входом в помещение, инеорганизованный естественный приток.

12.22 Впомещениях категории А и Б объемом более 300 м³ вытяжную вентиляциюследует проектировать:

- для нефтибез сернистых соединений - естественную из верхней зоны через шахты сдефлекторами;

- длясернистой нефти естественную из верхней зоны и механическую из нижней зоны.

Кроме этого,необходимо предусматривать аварийную вытяжную вентиляцию с 8-ми кратнымвоздухообменом в час по полному объему помещения, включаемую автоматически позагазованности от газоанализатора. Для возмещения расхода воздуха, удаляемогоаварийной вентиляцией, специальных приточных систем не предусматривать.

12.23 Впомещениях категорий А и Б, заглубленных на 0,5 м и ниже уровня спланированнойповерхности земли, при наличии взрывоопасных газов или паров с плотностью более0,8 по отношению к воздуху, следует проектировать системы вытяжной вентиляции смеханическим побуждением и удалением воздуха из нижней зоны в количестве,равном не менее трехкратного объема (надземной и заглубленной части помещения)в час. Установку вытяжных вентиляторов этих систем следует предусматривать вышеуровня земли.

12.24 Взаглубленных производственных помещениях категории Д (например, циркуляционныеи водяные насосные станции), располагаемых на площадках сбора нефти или нанефтяных месторождениях, следует предусматривать системы приточной вентиляции смеханическим побуждением и 5-кратным воздухообменом в час. Системы приточнойвентиляции следует проектировать с резервным вентилятором и электродвигателем.Забор воздуха для этих систем следует производить с высоты не менее 5 м отуровня земли с учетом расположения производственных выбросов.

12.25 Дляприямков и каналов глубиной более 0,5 м, расположенных в помещениях категории Аи Б, в которых обращаются взрывоопасные газы или пары с плотностью более 0,8 поотношению к воздуху или легковоспламеняющиеся жидкости, следует проектироватьприточную или вытяжную вентиляцию с механическим побуждением кратностью неменее 20 воздухообменов в час от самостоятельной системы или от системыобщеобменной вентиляции. Системы должны иметь два (рабочий и резервный)вентилятора с электродвигателями.

В помещенияхили на участках с производствами, в которых обращаются газы или пары сплотностью 0,8 и менее по отношению к воздуху для приямков глубиной 1 м именее, допускается вентиляцию не предусматривать.

12.26 Впомещениях категории А и Б нефтяных насосных станций, в которых обращаютсявзрывоопасные газы или пары с плотностью 0,8 и менее по отношению к воздуху,требуемую кратность воздухообмена аварийной вентиляции следует обеспечиватьсовместной работой систем основной вытяжной и аварийной вентиляции.

В насосныхстанциях, перекачивающих нефть, плотность паров которой превышает 80% плотностивоздуха, производительность систем аварийной вентиляции следует принимать вдополнение к воздухообмену, создаваемому системами общеобменной вытяжнойвентиляции с механическим побуждением.

12.27 Впомещениях с постоянным пребыванием обслуживающего персонала (операторные,диспетчерские, административно-бытовые) допустимые нормы температуры,относительной влажности и скорости движения воздуха в обслуживаемой зоне должныприниматься по Приложениям 1, 2 СНиП 2.04.05.

Эти нормы (потемпературе и т.д.) в помещениях операторной, диспетчерской обеспечиваютсяустановкой компактных кондиционеров сплит-систем.

Дляадминистративно-бытовых зданий следует предусматривать системы с центральнымикондиционерами, обеспечивающими подогрев и охлаждение воздуха, соответственно вхолодный и теплый периоды.

12.28Электроприемники систем отопления и вентиляции следует предусматривать той жекатегории, которая устанавливается для электроприемников технологическогооборудования или инженерного оборудования здания по СНиП 2.04.05, п. 9.1.

12.29 Средстваавтоматизации (контроля, автоматического регулирования, защиты оборудования,блокировки и управления) систем отопления и вентиляции следует проектировать,руководствуясь главой СНиП по проектированию отопления, вентиляции икондиционирования и требованиями настоящего раздела.

12.30Автоматизация систем приточно-вытяжной вентиляции с механическим побуждением впомещениях категорий А и Б должна дополнительно обеспечивать:

-автоматическое включение систем аварийной вентиляции от датчиковгазоанализаторов, срабатывающих при содержании взрывоопасных газов в воздухепомещений, достигающем 20% нижнего предела взрываемости. В дополнение следуетпредусматривать ручное и дистанционное включение систем аварийной вентиляции,располагая пусковые устройства у входа (двери) снаружи помещения;

-автоматическое включение резервных вентиляторов при выходе из строя основных;

-автоматическое включение световой и звуковой сигнализации, извещающей онеисправности вентиляторов и повышенной концентрации взрывоопасных паров игазов в воздухе помещений.

12.31Включение вентиляторов систем вытяжной вентиляции периодического действия впомещениях категорий А и Б и объемом менее 300 м³ следуетпроектировать автоматическим от газоанализатора и ручным, размещая включающееустройство снаружи здания у основного входа.

12.32Расстояние по горизонтали между местами выброса воздуха в атмосферу ивоздухозабором при удалении воздуха в атмосферу высокоскоростными струями(факельный выброс), обеспечивающими удаление воздуха на высоту не менее 6 м отвоздухозабора, не нормируется.

12.33Оборудование вытяжных систем вентиляции помещений категорий А и Б допускаетсяразмещать как в самих производственных помещениях, так и снаружи зданий. Приэтом категория исполнения вентиляционного оборудования должна соответствоватькатегории помещения.

 

13Производственно-технологическая связь

 

13.1 В составемагистральных нефтепроводов предусматриваются линиипроизводственно-технологической связи, которые служат для централизованногоуправления работой нефтепроводов и являются технической базой для единойавтоматизированной системы управления (ЕАСУ) объектами нефтепроводноготранспорта.

13.2 Припроектировании производственно-технологической связи должны выполнятьсятребования Государственных нормативных документов (СНиП, ГОСТ, ПУЭ, ТУ, СП),требования международных стандартов, ведомственных нормативных документовКомпании и настоящих Норм.

13.3 При проектированииследует также руководствоваться:

-ведомственными нормативными документами Министерства связи РФ;

- инструкциейпо проектированию линейно-кабельных сооружений связи ВСН 116 Минсвязи;

- инструкциейпо проектированию электроустановок предприятий и сооружений электросвязи,проводного вещания, радиовещания и телевидения ВСН 332 Минсвязи;

- отраслевымистроительно-технологическими нормами на монтаж сооружений связи, радиовещания ителевидения. ОСТН 600 Минсвязи;

- инструкциейпо проектированию и строительству волоконно-оптических линий связи (ВОЛС)газопроводов ВСН 51-115-004;

- руководствомпо строительству линейных сооружений магистральных и внутризоновых оптическихлиний связи.

Радиорелейныелинии связи:

-радиорелейные линии передачи прямой видимости ВНТП 213 Минсвязи;

- инструкцияпо проектированию молниезащиты радиообъектов ВСН 1 Минсвязи.

13.4 На новыхи реконструируемых объектах технологической связи должны предусматриватьсятолько цифровые каналы за исключением абонентских линий.

13.5 Производственно-технологическаясвязь должна предусматриваться в следующем объеме:

13.5.1Технологические виды связи:

-диспетчерская связь диспетчера Центрального диспетчерского пункта Компании сдиспетчером Территориального диспетчерского пункта (ТДП);

- диспетчерскаясвязь диспетчера ТДП с диспетчером районного управления магистральныхнефтепроводов и операторами НПС;

-диспетчерская связь диспетчера районного управления с НПС, наливными станциямии другими подчиненными ему оперативными службами;

- связьобслуживающего персонала, находящегося на трассе нефтепровода, с ближайшимиНПС, а через коммутационное устройство на НПС с районным управлением телефонныйканал или средства УКВ радиотелефонной связи. Указанный вид связи может бытьиспользован для линейных ремонтеров, аварийно-восстановительных бригад,обслуживающего персонала вдольтрассовых ВЛ, линий связи, СДКУ;

-диспетчерская селекторная связь диспетчера районного управления с операторамиНПС, наливных станций, нефтебаз, ПСП;

-видеоконференцсвязь для совещания Компании с территориальными управлениями;

- селекторнаясвязь для связи совещаний Компаний с территориальными управлениями;

- селекторнаясвязь для совещаний районных управлений с НПС;

- каналы связидля телемеханизации линейных сооружений;

- каналы связидля телемеханизации насосных станций, узлов учета нефти, объектов внутреннегоэлектроснабжения на НПС.

13.5.2Оперативно-производственная связь:

-оперативно-производственная телефонная и факсимильная (документальная) связь(междугородняя);

- оперативно-производственнаятелефонная и факсимильная связь (местная);

- каналы связивычислительной сети ЕАСУ с минимальной пропускной способностью не менее 9600бит/с.

13.6 Основныетребования к количеству каналов и скорости цифровых потоков:

-диспетчерская и селекторная связь не менее одного речевого канала;

- удельнаяпропускная способность канала линейной ТМ не менее 2400 бит/с на 1 КП;

- минимальнаяпропускная способность каналов ЕАСУ не менее 9600 бит/с.

13.7 Каналысвязи, предоставляемые для технологической и оперативно-производственной связи,должны удовлетворять Нормам на электрические параметры каналов тональнойчастоты магистральной и внутризоновых первичных сетей, Нормам на электрическиепараметры цифровых каналов и трактов магистральной и внутризоновых первичныхсетей.

13.8 Качествосвязи в радиоканале линейной телемеханики должно определяться вероятностьюошибок, которые могут составлять не более 2x10^-5 при уровне сигнала1 мВ в канале на скорости 9600 бит/с.

13.9Количество каналов и цифровых потоков оперативно-производственной связиопределяется проектом в соответствии с техническим заданием на проектированиепроизводственно-технологической связи.

13.10 Заданиена проектирование разрабатывается в соответствии с требованиями СНиП 11-01-95 идополнительными требованиями к системе производственно-технологической связипо:

- составусистемы;

- системесвязи на период строительства;

-мультиплексорному оборудованию для ЦРРЛ, КЛС, ВОЛС с указанием типаоборудования и фирмы поставщика;

- системеподвижной радиотелефонной связи;

- каналам ицифровым потокам для ЕАСУ;

- размещениюоборудования;

-электропитанию;

- станциямкоммутации;

- системеспутниковой связи;

- системерадиодоступа к КП линейной телемеханики;

- используемымчастотам.

13.11 В составпроизводственно-технологической связи кроме видов связи, перечисленных в п.13.4.2 должны быть предусмотрены:

- связь каждойНПС с ближайшими узлами связи сети связи общего пользования для выхода наместные административные органы, штабы ГО и ЧС, органы УПО МВД или ближайшиепожарные части УПО МВД, правоохранительные органы, предприятия-владельцевкоммуникаций, пересекаемых нефтепроводами, и прочие организации;

 

Примечание - Если расстояние до ближайшего узла связисети связи общего пользования превышает 10 км, выход НПС на сети связи общегопользования осуществляется через соседнюю НПС, районное управление или черезтерриториальное управление, что должно быть отражено в проекте.

 

- связьдиспетчера ТДП с дежурным персоналом управления или отделения железной дорогипри наличии пересечений магистральными нефтепроводами железных дорог.

Организациясвязи между ТДП и управлением или отделением железной дороги зависит оторганизационной структуры железнодорожного транспорта в зоне обслуживаниякаждого территориального управления;

- связьналивных станций с соседними НПС, с дежурными железнодорожных станций илиагентами морских и речных портов, а также с ближайшей пожарной частью УПО МВДпо одному телефонному каналу или по коммутируемому каналу сети общегопользования;

- связь НПС,диспетчерских пунктов и наливных станций с энергоснабжающими организациямипроектируется по техническим условиям энергосистем (диспетчером ближайшейопорной электроподстанции; ТЭЦ или ГЭС). Связь между питающей подстанцией иэнергодиспетчером предусматривается в составе проекта внешнегоэлектроснабжения.

13.12 Дляэксплуатационно-обслуживающего персонала связи должна предусматриватьсяслужебная связь.

Виды служебнойсвязи определяются, исходя из типа линии и оборудования связи при разработкеконкретных проектов.

13.13 Дляорганизации местной связи на территории НПС строятся структурированныекабельные или радиотелефонные сети.

На НПС должныпредусматриваться:

-автоматическая телефонная связь;

-радиофикация;

- постоваясвязь начальника караула с постами охраны;

-громкоговорящая связь;

-охранно-пожарная сигнализация;

- системаоповещения о пожаре;

- охраннаясигнализация по периметру площадки;

- системавидеонаблюдения.

13.14 Припроектировании сетей технологической связи магистральных нефтепроводов следуетпредусматривать свободные ресурсы для предоставления услуг связи сторонниморганизациям с целью снижения затрат на связь в основной деятельности.

13.15 Приразработке схемы организации связи должны предусматриваться резервные каналы ицифровые потоки для перспективного развития в соответствии со схемой размещенияи развития сетей связи ОАО «Связьтранснефть».

13.16 Припроектировании связи на оборудовании, поставляемом зарубежными фирмами,одновременно с основными техническими средствами в проектах необходимопредусматривать комплекты запасных частей, измерительной аппаратуры,эксплуатационных материалов и инструмента.

13.17 Видысвязи по п.п. 13.5, 13.11 обеспечиваются путем строительства электрических иволоконно-оптических кабельных линий связи, радиорелейных и спутниковых линийсвязи по заданиям заказчика строительства и на основании схемы размещения иразвития технических средств ОАО «Связьтранснефть».

13.18 Дляобеспечения эксплуатации нефтепровода до сооружения предусмотренных проектоммагистральных кабельных или радиорелейных линий связи, в проекте на периодстроительства должна предусматриваться дополнительно временная связь на баземалоканальных РРЛ, УКВ радиосвязи, спутниковых систем, средств связи другихведомств.

 

14Электрохимическая защита от коррозии

 

14.1 Припроектировании электрохимической защиты от коррозии линейной частимагистральных нефтепроводов и подземных коммуникаций перекачивающих и наливныхстанций, следует руководствоваться ГОСТ Р 51164, ГОСТ 9.602, СНиП 2.05.06 и РД153-39.4-039.

14.2Электрохимическая защита подземных металлических сооружений и коммуникацийдолжна осуществляться независимо от коррозионной активности грунта и условийэксплуатации.

14.3Проектирование электрохимической защиты от почвенной коррозии и коррозии, вызываемойблуждающими токами, должно выполняться на основании результатов изысканий сучетом данных прогноза изменения электрических параметров защищаемыхсооружений.

14.4 Катоднаяполяризация металлических подземных сооружений и коммуникаций должна осуществлятьсятаким образом, чтобы создаваемые на всей поверхности этих сооружений защитныепотенциалы находились в пределах, регламентируемых ГОСТ Р 51164 и ГОСТ 9.602.

14.5 Дляконтроля состояния комплексной защиты на сооружениях магистральныхнефтепроводов должны быть установлены контрольно-измерительные пункты.

14.6 Контрольработы установок электрохимической защиты линейной части нефтепроводов долженобеспечиваться средствами телемеханики (ток и напряжение на выходе катодныхстанций, защитный потенциал трубопровода) и периодически эксплуатирующимперсоналом, в соответствии с п. 7.4.6 ГОСТ Р 51164.

14.7 Припроектировании электрохимической защиты следует предусматривать мероприятия поисключению вредного влияния катодной поляризации с соседних подземных сооружений.

14.8Электрохимическая защита внешних поверхностей днищ стальных наземныхрезервуаров должна осуществляться с использованием анодных заземлителей, в томчисле протяженных, преимущественно размещаемых непосредственно под днищамирезервуаров.

15Охрана окружающей природной среды

 

15.1 Общиетребования

15.1.1 Припроектировании магистральных нефтепроводов следует предусматривать мероприятияпо охране окружающей природной среды с соблюдением требований действующихнормативных документов.

Состав необходимыхприродоохранных мероприятий указывается в соответствующих разделахэкологического обоснования инвестиционно-строительных проектов, разрабатываемыхна предпроектной (ДОН, ОИ) и проектной (ТЭО, РП, РД) стадиях.

15.1.2 Всоответствии с требованиями СП 11-101 (Приложение Г, п. 12) на предпроектнойстадии в составе ДОН выполняется раздел «Возможное влияние предприятия,сооружения на окружающую среду».

Состав разделадолжен соответствовать требованиям «Типового положения по разработке и составуХодатайства (Декларации) о намерениях инвестирования в строительствопредприятий, зданий и сооружений».

15.1.3 Всоответствии с требованиями п. 4.7 СП 11-101 на стадии проектирования ОИ всостав материалов должен входить раздел «Оценка воздействия на окружающуюсреду» (ОВОС).

ОВОСвыполняется для объектов магистрального транспорта нефти (см. п. 5.1.1)предусматриваемых новым строительством, а также расширением, реконструкцией,техническим перевооружением магистральных нефтепроводов.

Состав исодержание раздела ОВОС должно соответствовать требованиям практическогопособия к СП 11-105 «Оценка воздействия на окружающую среду».

15.1.4 Всоответствии с требованиями п. 4.1 СНиП 11-01 на стадии проектирования(ТЭО-проект, рабочий проект) состав представляемых материалов должен содержатьраздел «Охрана окружающей природной среды» (ООС).

Состав исодержание раздела ООС должны соответствовать требованиям пособия к СНиП 11-01по разработке раздела «Охрана окружающей среды».

15.1.5 Основойдля разработки ДОН, разделов ОВОС, ООС служат материалы комплексных инженерноэкологических изысканий, а также фоновый уровень загрязнения атмосферноговоздуха, гидросферы, почвенных сред, предоставляемый центрами погидрометеорологии и мониторингу.

15.1.6 Разделыв разрабатываемых проектах ОВОС и ООС оформляются отдельными материалами.

 

15.2Природоохранные мероприятия.

15.2.1 Охранаатмосферного воздуха от загрязнения.

К основныммероприятиям по охране атмосферного воздуха относятся:

- оборудованиерезервуаров понтонами, плавающими крышами и установками по улавливанию паровлегких фракций (УЛФ);

- уменьшениеколичества разъемных соединений, применение сварных соединений втехнологических трубопроводах, 100% контроль сварных швов физическими методами;

- сбор утечекот уплотнений насосов и другого технологического оборудования в закрытыедренажные емкости;

- обеспечениеработы насосных станций по схеме «из насоса в насос»;

- применение(по возможности) в качестве топлива в котельных природного или попутного газа сцелью снижения образующихся при горении выбросов вредных веществ в атмосферу,использование рекуператоров и экономайзеров, а также обеспечение регулированиясоотношения «воздух-топливо»;

- назначениевысоты дымовых труб для обеспечения уровня приземных концентраций загрязняющихвеществ, не превышающих ПДК для населенных мест, утвержденных Минздравом РФ;

- обустройствои озеленение санитарно-защитной зоны объектов нефтепровода, определяемой наосновании расчетов рассеивания загрязняющих веществ и в соответствии стребованиями СанПиН 2.2.1/2.1.1.1031.

15.2.2 Охранаповерхностных и подземных вод от загрязнения и истощения.

Припроектировании пересечений нефтепроводом водных объектов следуетпредусматривать:

- защиту рек иводоемов, пересекаемых нефтепроводом, путем применения труб с повышенной толщинойстенки, соответствующей изоляции и защиты нефтепровода от механическихповреждений;

- организациюпостов наблюдения на судоходных реках;

- рыбоохранныеи компенсационные мероприятия при пересечении рек и других водных объектоврыбохозяйственного назначения;

- уменьшениезагрязнения водоемов при разработке подводных траншей для укладки нефтепроводов(от сбрасывания в воду грунта) за счет применения способов производства работ имеханизмов, приводящих к увеличению бытовой мутности не более чем на 5%;

- запрещениепрокладки нефтепроводов на участках водоемов, имеющих особую ценность длявоспроизводства рыбных запасов (нерестилища, зимовальные ямы и т.д.), с цельюзащиты рыбохозяйственных водоемов и сохранения рыбных запасов.

15.2.3 Охранаводоемов от загрязнения сточными водами от НПС и других объектов нефтепроводадолжна осуществляться с учетом требований действующих нормативных документов, атакже путем:

- сокращенияпотребления свежей воды;

- применениятехнологических процессов с использованием новых видов оборудования, безпотребления воды;

- примененияоборотной системы водоснабжения, при которой забор свежей воды применяетсятолько для подпитки системы водоснабжения;

- применениявоздушного охлаждения агрегатов;

- сокращениясброса сточных вод в водоемы и уменьшения концентрации вредных веществ всбрасываемых стоках;

- повторногоиспользования очищенных сточных вод (при наличии потребителей);

- утилизацииуловленной нефти путем закачки ее в нефтепровод или в топливные резервуары;

- сборадождевых стоков в резервуарном парке в ливнеприемные канализационные колодцы;

- устройстваобвалований из грунтов с содержанием глинистых частиц или устройства глиняныхзамков, других противодренирующих устройств, когда обвалование сооружается издренирующих грунтов;

- исключениясброса в хозбытовую канализацию подтоварных вод из резервуаров без очистки;

- отводанефтесодержащих сточных вод от магистральной насосной в резервуары для сбросатехнологических утечек, с устройством на сети трубчатого гидрозатвора игрязеуловителя;

-водоотведения с НПС сточных вод, соответствующих нормативным требованиям;

- вывозавыделенных при очистке воды твердых отходов с территории НПС в места,согласованные с органами Минприроды и Госсанэпиднадзора;

- уменьшенияконцентрации вредных веществ до предельно-допустимых в створе смешения путемприменения совершенных средств очистки с учетом гидрологической характеристикиводоема;

-водоотведения, выполненного в соответствии с требованиями к охранеповерхностных и подземных вод от загрязнения, определяемыми соответствующимиГОСТами, с приведением оценки эффективности намечаемых мероприятий по охранеповерхностных и подземных вод от загрязнения;

- устройствапроволочных ограждений по железобетонным столбам открытых емкостных сооружений(пруды-отстойники, биологические пруды, пруды-испарители, шламонакопители,аварийные амбары и др.);

- устройства воткрытых емкостных сооружениях противофильтрационных покрытий, проектируемых наоснове гидрогеологических изысканий.

15.2.4Восстановление (рекультивация) земельных участков, использование плодородногослоя почвы, охрана недр, растительного и животного мира.

При разработкепроекта следует учитывать и предусматривать следующее:

- обоснованиеспособов и объемов снятия и хранения плодородного слоя почвы, транспортированияего к месту укладки (или временного хранения), нанесение плодородного слояпочвы на восстанавливаемые участки или малопригодное угодье;

- недопущениеиспользования земли плодородного слоя на подсыпки, перемычки и какие-либодругие земляные и строительные работы, поскольку эта земля подлежитиспользованию для восстановления качества нарушенных земельных угодийместности, в связи с проведением строительных или каких-либо других работ;

-восстановление водосборных канав, дренажных систем, снегозадерживающихсооружений и дорог после окончания строительных или ремонтных работ;

- разработкупроектных решений по восстановлению земельных участков и приведению их путемтехнической и биологической рекультивации в состояние, пригодное дляиспользования по назначению;

- проведениеопределенных защитных мероприятий по исключению развития опасных экзогенныхпроцессов (эрозия, карст, оползни, суффозия и др.), например, укреплениегрунтов посевом трав, или посадкой кустарников, мониторинг оползневых процессови т.д.;

-конкретизацию мероприятий по защите животного мира, при наличии путей миграцииживотных по трассе нефтепровода;

- компенсациюущерба животному и растительному миру от реализации проекта суммами выплат,заложенными в капитальных вложениях на строительство;

- направлениекомпенсационных выплат на восстановление или обновление ресурсов растительногои животного мира (по согласованию с природоохранными органами).

 

16Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны.

Мероприятияпо предупреждению чрезвычайных ситуаций

 

16.1 Всоответствии с требованиями п. 4.1 СНиП 11-01 на стадии проектирования(ТЭО-проект, рабочий проект) состав представляемых материалов должен содержатьраздел «Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны. Мероприятия попредупреждению чрезвычайных ситуаций» (ИТМ ГО ЧС).

16.2 Состав,содержание и порядок разработки раздела ИТМ ГО ЧС определяется СП 11-107.

16.3 Проектныерешения раздела ИТМ ГО ЧС должны быть направлены на обеспечение защитынаселения и территорий, снижение материального ущерба от ЧС техногенного иприродного характера, от опасностей, возникающих при ведении военных действийили вследствие этих действий, а также диверсиях.

16.4 Проектныерешения по ГО разрабатываются в соответствии с требованиями СНиП 2.01.51, сучетом:

- размещенияпроизводительных сил и расселения населения;

- группгородов и категорий объектов по ГО;

- зонвозможной опасности, определяемым по СНиП 2.01.51;

и включаютнеобходимые инженерно-технические мероприятия, предусмотренные указанным СНиП.

16.5 Проектныерешения по предупреждению ЧС техногенного и природного характераразрабатываются на основе:

-потенциальной опасности на проектируемом и рядом расположенном объектах;

- результатовинженерных изысканий;

- оценкиприродных условий и окружающей среды.

16.6 Проектныерешения по предупреждению ЧС подразделяются на следующие:

- попредупреждению ЧС, возникающих в результате возможных аварий на проектируемомобъекте и снижению их тяжести;

- попредупреждению ЧС, возникающих в результате аварий на рядом расположенныхпотенциально опасных объектах (ПОО), включая аварии на транспорте;

- попредупреждению ЧС, источниками которых являются опасные природные процессы.

 

17Техническое обслуживание и ремонт магистральных нефтепроводов

 

17.1 Для выполнениятехнического обслуживания и ремонтных работ предусматриваются объекты дляразмещения ремонтных подразделений.

В составетерриториальных правлений:

-специализированное управление по предупреждению и ликвидации аварий (СУПЛАВ);

- центральнаябаза производственного обслуживания (ЦБПО);

- центральнаябаза технического обеспечения и комплектации оборудования;

-автотранспортное предприятие;

-ремонтно-строительное управление.

В составерайонных нефтепроводных управлений:

- центральнаяремонтная служба (ЦРС) с участками:

-аварийно-восстановительных работ;

- устранениядефектов на технологических трубопроводах НПС и линейные части магистральныхнефтепроводов;

- откачкинефти из трубопроводов.

- базапроизводственного обслуживания (БПО);

- базатехнического обеспечения и комплектации оборудования;

- участок поремонту и техническому обслуживанию средств линейной телемеханики на базеотдела АСУ ТП;

- цехтехнологического транспорта и специальной техники.

В составе ЛПДС(НПС):

- линейнаяэксплуатационная служба (ЛЭС);

- участки поэксплуатации вдольтрассовых линий и электрохимзащиты (ВЛ и ЭХЗ);

- группы поэксплуатации средств линейной телемеханики.

17.2 В составеЦБПО, БПО предусматриваются специальные подразделения по техническомуобслуживанию и ремонту механоэнергетического оборудования НПС.

 

18Показатели расхода энергоресурсов

 

18.1Показатели расхода электроэнергии

18.1.1 Расходэлектроэнергии по магистральному нефтепроводу определяется по формуле:

Э= Э_нк + Э_сн + Э_сл,

где Э_нк- расход электроэнергии на перекачку нефти по магистральному нефтепроводу,включая потери в коммуникациях НПС и подводящих трубопроводах, кВт/ч;

Э_сн- расход электроэнергии на собственные нужды на НПС, кВт/ч;

Э_сл- расход электроэнергии на собственные нужды сооружений линейной части, кВт/ч.

18.1.2 Расходэлектроэнергии на перекачку нефти по магистральному нефтепроводу определяетсяпо формуле:

 кВтч/год

где Q¹ - заданная часовая пропускная способностьнефтепровода, м³/ч;

Н₁- потери напора на перекачку нефти по магистральному нефтепроводу при расчетномдиаметре D_p, м;

Н₂- потери напора на перекачку нефти по подводящим трубопроводам и коммуникациямНПС, м;

К = 1,03коэффициент на дросселирование потока нефти по нефтепроводу, включая потери припереходных процессах;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

р - плотностьнефти, т/м³;

h_н - КПД насосов;

h_э - КПД электродвигателей.

18.1.3 Расходэлектроэнергии (ориентировочный) на собственные нужды на одну НПС приведен втаблице 18.1, включая потери в трансформаторах.

 

Таблица 18.1

 

Подача НПС тыс. куб. м/ч	Расход электроэнергии, тыс. кВт. ч/год.
	головная НПС	промежуточная НПС
до 1,25	2460	1950
от 2,5 до 3,6	2850	2060
от 5,0 до 12,5	3550	2960

 

18.1.4 Расходэлектроэнергии на собственные нужды линейной части нефтепровода, на системуэлектрохимической защиты трубопровода и кабеля связи от коррозии (питание СКЗ)составляет в среднем 15 тыс. кВт. ч в год на 100 км магистральногонефтепровода.

18.1.5 Дляопределения расхода электроэнергии на перекачку при выполнении проектнойдокументации на предварительных стадиях в таблице 18.2 приведены величиныудельных расходов электроэнергии в кВт/ч на 1 тыс. т. км для нефтепроводовразличного диаметра в зависимости от скорости перекачки нефти по трубопроводу связкостью 0,25x10^-6 м²/c.

18.1.6Скорость перекачки нефти V м/с должна определяться поформуле:

где Q - расчетная пропускная способность нефтепровода млн. т/год;

F - средняя площадь проходного сечения нефтепровода прирасчетном диаметре D_p м²;

r - плотность нефти при расчетнойтемпературе, т/м³;

Т - расчетноечисло рабочих дней магистрального нефтепровода (п. 5.2.2).

18.1.7 Приопределении расхода электроэнергии по табл. 18.1 с заданными величинамивязкости вводится поправочный коэффициент К₁, который определяетсяпо формуле:

где V_з - заданная фактическая вязкость нефти, м²/с.

 

Удельныйрасход электроэнергии в кВт/ч на 1000 км

 

Таблица 18.2

 

Скорость перекачки м/с	Диаметр нефтепровода, мм
	219	273	325	377	426	530	630	720	820	920	1020	1220
0,8	30,6	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
0,9	44,9	31,2	23,6	18,7	-	-	-	-	-	-	-	-
1,0	53,4	36,5	28,3	23,1	16,8	12,3	-	-	-	-	-	-
1,1	61,9	43,4	35,7	27,9	18,5	14,0	10,8	-	-	-	-	-
1,2	-	50,3	44,6	34,0	20,4	15,8	12,3	10,3	8,4	-	-	-
1,3	-	-	-	41,5	23,4	18,1	14,0	11,8	10,4	8,7	8,6	-
1,4	-	-	-	-	26,3	20,5	15,6	13,3	11,5	9,6	9,5	-
1,5	-	-	-	-	-	23,6	17,5	14,8	12,8	110,6	10,5	-
1,6	-	-	-	-	-	27,4	19,6	16,4	13,9	11,7	11,4	10,2
1,7	-	-	-	-	-	-	-	18,4	15,2	12,9	12,2	10,6
1,8	-	-	-	-	-	-	-	20,4	16,6	14,1	13,3	11,1
1,9	-	-	-	-	-	-	-	22,8	18,3	15,5	14,4	11,5
2,0	-	-	-	-	-	-	-	-	19,9	17,0	15,3	12,1
2,1	-	-	-	-	-	-	-	-	21,6	18,5	16,3	12,9
2,2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	20,1	17,5	13,6
2,3	-	-	-	-	-	-	-	-	-	21,8	18,8	14,5
2,4	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	20,0	15,5
2,6	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	23,3	17,8
2,8	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	20,5
3,0	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	23,6
3,2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	27,8

 

18.1.8Приведенные в таблице 18.2 показатели расхода электроэнергии в зависимости отразности отметок конечного и начального пунктов магистрального нефтепроводадолжны увеличиваться или уменьшаться на величину:

A = (H x K₂)/(Q x L),

где А -удельный расход электроэнергии, кВт. ч на 1000 т. км;

Н - абсолютнаяразность отметок, м;

Q - расчетная пропускная способность нефтепровода, млн.т/год;

L - длина трубопровода, км;

К₂ -коэффициент, величина которого приводится в таблице 18.3.

18.1.9 Дляпромежуточных значений скорости перекачки нефти показатели расходаэлектроэнергии и значения вспомогательных коэффициентов должны определятьсяинтерполяцией.

18.1.10 Впоказателях не учтена потребность в электроэнергии для жилых поселков, а такжекомплексов при вахтовом обслуживании. Расход электроэнергии для жилых поселковдолжен определяться по действующим нормативам и удельным показателям, исходя изсостава гражданских и общественных зданий и степени благоустройства поселков.

18.1.11 Дляпараллельных нефтепроводов расход электроэнергии должен определяться с условиемоптимального перераспределения нагрузки на систему нефтепроводов с учетомпропускной способности нефтепроводов в расчетный период времени при поэтапномразвитии строящих нефтепроводов.

 

 

Таблица 18.3

 

Скорость перекачки м/с	Диаметр нефтепровода, мм
	219	273	325	377	426	530	630	720	820	920	1020	1220
0,8	3,5	4,3	7,7	8,4	9,5	-	-	-	-	-	-	-
1,0	3,9	5,5	9,2	10,5	11,7	22	28	36	-	-	-	-
1,2	4,3	6,6	10,7	12,5	14,0	27	34	43	54	69	76	-
1,4	-	-	-	14,5	16,3	31	39	50	63	79	96	-
1,6	-	-	-	-	-	35	45	57	72	91	120	177
1,8	-	-	-	-	-	-	50	64	81	101	130	182
2,0	-	-	-	-	-	-	-	71	89	113	137	194
2,2	-	-	-	-	-	-	-	-	99	120	144	204
2,4	-	-	-	-	-	-	-	-	-	131	155	220
2,6	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	166	240
2,8	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	257
3,0	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	277
3,2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	300

 

Оптимальноераспределение пропускной способности между параллельными нефтепроводамиопределяется по формуле:

где  -пропускная способность системы, состоящей из nпараллельных нефтепроводов, м³/ч;

Q_i - пропускная способность i-го нефтепровода;

М -показатель, характеризующий режим движения (для турбулентного режима m = 0,25);

D_i - диаметр i-гонефтепровода;

h_i - КПДнасосов на i-м нефтепроводе.

Расчетнаявеличина пропускной способности Q, не должна превышатьпропускной способности нефтепровода.

 

18.2Показатели расхода топлива

18.2.1 Видосновного топлива для источников тепла НПС устанавливается по согласованию сзаказчиком. Применение того или иного вида топлива в каждом конкретном случаеопределяется исходя из экономической целесообразности. При наличии близкихисточников газоснабжения по согласованию с заказчиком в качестве основноготоплива может быть использован газ. Возможность подключения к газовым сетямопределяется разрешением РАО «Газпром». При этом, наличие резервного топливасогласовывается с разрешающими органами РАО «Газпром» при получении техническихусловий на газоснабжение.

18.2.2Удельный расход условного топлива на 1,0 Гкал/ч (1,16 МВт) отпущенного тепладля паровых и водогрейных котлов приведен в Приложении А.

18.2.3Теплоисточники, независимо от их теплопроизводительности, должны быть оснащеныприборами учета отпускаемого тепла, приборами учета топлива и воды потребляемыхна их нужды.

18.2.4 Дляпрогнозирования потребности топливных ресурсов на нужды площадок промежуточныхнасосных станций в таблице 18.4 даны ориентировочные годовые расходы топлива накотельные установки.

 

Таблица 18.4

 

Средняя температура наиболее холодной пятидневки, °С	Диаметр нефтепровода, мм						Дополнительный расход топлива на РВП
	530 и менее		720		1020, 1220
	жидкое топливо, т	газ, м3	жидкое топливо, т	газ, м3	жидкое топливо, т	газ, м3	жидкое топливо, т	газ, м3
-10	45	52х103	55	64x103	60	70x103	10	12х103
-15	95	110х103	110	125х103	120	140x103	25	29x103
-20	140	161х103	165	190х103	175	205x103	35	40x103
-25	180	208x103	215	250x103	230	270x103	50	58x103
-30	220	254x103	265	305x103	280	325x103	65	75x103
-35	305	350x103	365	425x103	390	450x103	95	110х103
-40	380	430x103	450	520х103	485	560х103	115	133х103
-45	385	435x103	455	530x103	490	570x103	120	140х103
-50	425	490x103	510	590x103	545	630x103	130	150x103

 

Примечание - Расходы топлива в таблице 18.4 даны безучета нужд (в тепле) жилых поселков

 

18.3Использование вторичных энергетических ресурсов

18.3.1 При проектированиисистем отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха зданий и сооруженийНПС следует использовать вторичные энергетические ресурсы (ВЭР) согласно СНиП2.04.05 гл. 8:

- тепло,содержащееся в воздухе, удаляемом системами вентиляции;

- тепло, отводимоеот электродвигателей магистральных насосов при их охлаждении.

Использованиетеплоты воздуха из систем вентиляции с естественным побуждением допускается непредусматривать, а в соответствии с п. 8.5а СНиП 2.04.05 из помещений категорииА (помещение магистральных насосов) не следует использовать теплый воздух втеплоутилизаторах.

18.3.2Целесообразность использования ВЭР для отопления, вентиляции икондиционирования, выбор схем утилизации теплоты, теплоутилизационногооборудования и теплонасосных установок должны быть обоснованытехнико-экономическим расчетом с учетом неравномерности поступления ВЭР итеплопотребления в системах.

18.3.3Резервирование теплоснабжения при использовании ВЭР следует предусматривать втех случаях, когда не допускается сокращение тепломощности потребителей всоответствии с СНиП 2.04.05, а также при авариях, очистке теплоутилизаторов илиостановке технологического оборудования.

 

19Расчет потребности производственных площадей

 

19.1 Рабочаяплощадь и объем зданий НПС определяется из условия выполнения всех операций пообслуживанию, ремонту оборудования и технологической обвязки агрегатов и заменыустановленного оборудования с помощью подъемно-транспортных средств (кранов,талей). Грузоподъемность их должна выбираться в проекте по даннымзавода-изготовителя насосных агрегатов с учетом выполнения подцентровочныхработ и централизованного ремонта агрегато-узловым методом. Для техническогообслуживания и ремонта технологического оборудования наружной установкинеобходимо использовать передвижные грузоподъемные устройства.

19.2Компоновка технологических установок, агрегатов и др. оборудования,поставляемого промышленностью в исполнении УХЛ4 по ГОСТ 15150, должнаосуществляться в помещениях, капитальных или в сборно-разборных укрытиях или вблок-боксах заводского изготовления.

19.3 Приразмещении оборудования в помещениях должны предусматриваться:

- основныепроходы по фронту обслуживания магистральных насосных агрегатов, имеющихрегулирующую и запорную арматуру, местные контрольно-измерительные приборы ит.п., шириной не менее 1,0 м;

- проходымежду агрегатами необходимой ширины, достаточные для съема и выносаоборудования при ремонте, но не менее 2 м;

- ремонтныеплощадки, достаточные для разборки оборудования и его частей при техническомобслуживании и осмотрах без загромождения рабочих проходов, основных и запасныхвыходов и т.п.;

- центральныеили основные проходы должны быть прямолинейными и свободными;

- минимальныерасстояния для проходов устанавливаются между выступающими частями оборудованияс учетом фундаментов, ограждения и т.п. дополнительных устройств.

19.4 Прииспользовании оборудования в исполнении УХЛ1 или УХЛ2 по ГОСТ 15150 для работына открытом воздухе его размещение должно осуществляться по соответствующимстроительным нормам с обеспечением необходимых разрывов, с устройствомподъездов к ним как для специальных технологических установок.

В районах схолодным климатом при соответствующем обосновании размещать это оборудованиеразрешается в кожухах или укрытиях независимо от его климатического исполнениядля обеспечения нормальных условий обслуживания и ремонта.

19.5 Нормырабочей площади на МН (укрытие) с 4-мя магистральными насосными агрегатами сприменением их последовательного или параллельного соединения и стандартныхстроительных конструкций и унифицированного шага колонн равны:

- для МН сподачей до 3600 м³/ч - не менее 430 м² /110 м²на 1 агрегат/;

- для МН сподачей свыше 3600 до 12500 м³/ч включительно не менее 670 м²/170 м² на 1 агрегат/.

19.6 Нормыразмещения и нормы рабочей площади на электрооборудование и электроустановкиНПС определяются по ПУЭ.

19.7 Наплощадках НПС должны предусматриваться складские помещения для храненияинвентаря, инструмента, узлов и запасных деталей и осуществленияпрофилактического ремонта и оборудования.

19.8 Степеньогнестойкости зданий принимается в соответствии со СНиП 2.09.02.

19.9 Категориипомещений и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности дляпомещений и сооружений НПС магистральных нефтепроводов, принятые по ВППБ 01-05,приведены в Приложении В.

19.10Территория площадки нефтеперекачивающей насосной станции по взрывной,взрывопожарной и пожарной опасности с учетом функционального назначенияподразделяется на зоны:

I зона - технологические установки нефтепроводов. Общееукрытие насосных агрегатов, узел учета нефти, узел обвязки насосного агрегата,блок перекачки утечек нефти, блок-бокс регулятора давления, блокфильтров-грязеуловителей, блок-бокс маслосистемы насосных агрегатов, наружныетехнологические установки (в том числе емкости масла, топлива, сборники утечекнефти и нефтесодержащих стоков с насосными установками, блочная насоснаястанция производственных стоков), блок-бокс гашения ударной волны;

II зона - установки вспомогательного назначения. Блок-бокс резервнойдизельной электростанции, блок-бокс воздушной компрессорной, механическоймастерской, кладовой оборудования, узла связи, подпорных и приточныхвентиляторов; блочные устройства противопожарного назначения (тушения),водоснабжения, оборотного водоснабжения и бытовой канализации;

III зона - резервуарные парки.

19.11Противопожарные разрывы между I и IIзоной при строительстве сооружений в комплектно-блочном исполнении следуетпринимать не менее 9 м. В пределах одной зоны разрывы не нормируются и принимаютсяиз условий безопасности обслуживания производства, монтажных и ремонтных работ.Разрывы до сооружений питьевого назначения принимаются до границысанитарно-охранной зоны этих сооружений.

19.12Расстояние между дизельными электростанциями, гаражом и блочными устройствамикатегорий А и Б принимается 15 м со стороны стены с проёмами.

19.13Расстояние от закрытых блочных устройств категории Г и Д (блок-боксы котельной,дизельной электростанции) до резервуаров собственного расхода объемом от 5 до10 м³ принимается 20 м.

19.14 Прирешении генеральных планов перекачивающих насосных станций здания и сооружения I зоны следует располагать ниже по рельефу по отношению кзданиям и сооружениям других зон.

19.15Внутриплощадочные дороги на НПС следует принимать с обочинами, приподнятыми надпланировочной поверхностью прилегающей территории не менее 0,3 м согласно СНиП2.05.02 и СНиП 2.11.03.

19.16 Приустановке запорной арматуры, приборов и других врезок в колодцах глубиной более2,5 м вход устраивается в виде лестничных клеток с лестницами 3 типа.

19.17Оснащение производственных объектов магистральных нефтепроводов первичнымисредствами пожаротушения следует принимать по нормам, приведенным в «Правилахпожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов».

Обеспечениепожарных подразделений противопожарным оборудованием и инвентарем определяетсясогласно нормам и табельным нормативам ведомственной пожарной охраны.

19.18 Вблочных закрытых устройствах категории А объемом до 200 м³ взрывныепроемы допускается не предусматривать.

19.19 Дляразмещения испытательно-калибровочных лабораторий предусматривается помещениеплощадью 150 м².

 

20Охрана труда

 

20.1 В проектеследует предусматривать мероприятия, обеспечивающие санитарно-гигиеническиеусловия труда обслуживающего персонала согласно действующим нормам,безопасность обслуживания оборудования, безопасность выполнения ремонтных работв соответствии с требованиями ГОСТ 12.0.003; ГОСТ 12.1.007; ГОСТ 12.1.005; ГОСТ12.1.004; ГОСТ 12.1.010; ГОСТ 12.2.044; ГОСТ 12.3.002 и других стандартов ССБТ.

Основнымисредствами для выполнения этих условий являются:

- герметизациявсех трубопроводов и оборудования технологического процесса транспорта нефти;

- отключениеоборудования при отклонении от нормальных условий эксплуатации;

- широкоевнедрение автоматизации и телемеханизации производственных процессов транспортанефти;

- механизацияработ;

- внедрениецентрализованного ремонта.

20.2Метеорологические условия (температура, относительная влажность, скоростьдвижения воздуха) для рабочей зоны должны соответствовать нормативнымтребованиям СНиП 2.04.05.

20.3Допустимые уровни звукового давления и уровни звука на постоянных рабочихместах в производственных помещениях НПС следует принимать в соответствии сГОСТ 12.1.003; для жилых и общественных зданий и их территорий - в соответствиисо СНиП II-12.

20.4Допустимые величины параметров вибрации на постоянных рабочих местах следуетпринимать в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.012 и действующимисанитарными нормами.

20.5 С цельюзащиты обслуживающего персонала от источников шума и вибрации при необходимостидоведения их параметров до нормативных показателей следует предусматриватьспециальные конструктивные мероприятия в соответствии со СНиП II-12.

20.6Безопасность обслуживания электроустановок обеспечивается выполнениемтребований ПЭЭП и ГОСТ Р 51330.16.

20.7Санитарно-бытовые помещения и сооружения выполняются в соответствии со СНиП2.09.04 и требованиями санитарных норм проектирования.

 

21Гидравлические расчеты нефтепровода

 

21.1Гидравлическими расчетами определяются рабочее давление на перекачивающейстанции с учетом гидравлических потерь, разности геодезических отметок, а такжехарактеристики насосных агрегатов.

Гидравлическиерасчеты производятся, исходя из пропускной способности нефтепровода, расчетных,физических характеристик перекачиваемой жидкости и расчетного диаметра.

21.2 Расчетноезначение вязкости перекачиваемой нефти принимается по п. 5.1.7.

В расчетахгидравлических потерь коэффициент гидравлического сопротивления долженопределяться в зависимости от числа Рейнольдса (Re):

при числах Re менее 2000 по формуле:

l = 64/Re;

при числах Re от 2000 до 2800 по формуле:

l = (0,16 Re 13) 10^-4;

при числах Re от 2800 до Re₁ поформуле:

l = 0,3164/(Re^0,25);

при числах Re от Re₁ до Re₂ по формуле:

l = B + (l,7/Re^0,2).

Предельныезначения Re₁, Re₂и значения В приведены в таблице 21.1.

 

Таблица 21.1

 

Наружный диаметр, мм	Re1 x 10-3	Re2 x 10-3	В х 10-4
219	13	1000	157
273	16	1200	151
325	18	1600	147
377	28	1800	143
426	56	2500	134
530	73	3200	130
630	90	3900	126
720	100	4500	124
820	110	5000	123
920	115	5500	122
1020	120	6000	121
1220	125	6800	120

 

В таблицеприведены данные при следующих величинах шероховатости труб:

для трубдиаметром до 377 мм включительно принята средняя абсолютная шероховатость -0,125 мм, для труб большого диаметра - 0,100 мм.

При числах Re больше указанных в таблице 21.1 (в квадратичной зоне),значение коэффициента гидравлического сопротивления остается постоянным.

Гидравлическийуклон определяется по формуле:

где l - коэффициент гидравлическогосопротивления;

d - внутренний диаметр, м;

w - скорость движения жидкости, м/с;

g - ускорение силы тяжести (g = 9,81м/с²).

 

 

ПриложениеА

(рекомендуемое)

 

УДЕЛЬНЫЙРАСХОД ТОПЛИВА ДЛЯ ПАРОВЫХ И ВОДОГРЕЙНЫХ

КОТЛОАГРЕГАТОВПРИ СЖИГАНИИ ЖИДКОГО ТОПЛИВА И ГАЗА

 

Тип котла	Теплопроизводительность (паропроизводительность), Гкал/ч (т/ч)	Нормативные удельные расходы топлива с учетом внутрикотельных потерь тепла, собственных нужд и эксплуатационных условий, кг у.т./Гкал
		газообразное топливо	жидкое топливо
1 Паровые котлы
ДЕ-25/14	17 (26)	167	173
ДЕ-4/13	2,7 (4)	172	178
ПКН-1С, 2С	0,7 (1)	183	191
ТМЗ-1/8	0,7 (1)	193	-
Е-1/9	0,7 (1)	178	188
ВГД-28/8	0,5 (0,8)	193	-
Прочие	0,4 (0,6)	193	198
2 Водогрейные котлы
ПТВМ-100	100	165	170
ПТВМ-50	50	165	170
КВ-ГМ-50	50	165	170
ПТВМ-30М	40	165	170
ТВ-ГМ-30	30	169	174
ТВ-ГМ-10	10	169	174
ВВД-1,8	1,8	178	183
НР-18	1,8	183	188
НР-18	0,6	183	188
ПКН-1С, 2С	0,6	183	188
НИИСТУ-5	0,6	183	188
ТМЗ-1/8	0,6	188	193
Энергия	0,5	177	184
Универсал	0,5	177	184
ВГД-28	0,5	188	-
Прочие	0,5	191	201

 

 

ПриложениеБ

(рекомендуемое)

 

ПЕРЕЧЕНЬОБЪЕКТОВ, ВХОДЯЩИХ В СОСТАВ МАГИСТРАЛЬНЫХ

НЕФТЕПРОВОДОВ(МН), А ТАКЖЕ СООРУЖЕНИЙ, ПРЕДНАЗНАЧЕННЫХ ДЛЯ

ИХПОДДЕРЖАНИЯ В ЭКСПЛУАТАЦИОННОМ СОСТОЯНИИ, ДЛЯ

ПРИМЕНЕНИЯЛЬГОТЫ ПО НАЛОГУ НА ИМУЩЕСТВО

 

Название объектов	Ссылка на нормативные документы
1 Трубопровод, включая ответвления, отводы, резервные нитки, лупинги, запорную арматуру, переходы через естественные и искусственные препятствия, узлы подключения нефтеперекачивающих станций, узлы пуска и приема очистных и диагностических устройств	СНиП 2.05.06-85* ВНТП 5-95 РД 153-39.4-056-00 РД 153-30.4-035-99 РД 39-30-1060-84 РД 39-30-93-78 ВППБ 01-05-99 СП 34-101-98
2 Установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопроводов, включая станции катодной защиты, анодные заземлители, дренажные установки, протекторы, воздушные и кабельные линии, контрольно-измерительные пункты, медносульфатные электроды, датчики электрохимического потенциала, воздушные линии к анодным заземлителям, оборудование телеконтроля защитного потенциала, кабельные линии связи, оконечные пункты, обслуживаемые усилительные пункты, необслуживаемые усилительные пункты, необслуживаемые регенерационные пункты, радиорелейные линии связи, мачты с аппаратурой, пункты контроля и управления на линейной части, средства телемеханики, оборудование систем обнаружения утечек на МН.	СНиП 2.05.06-85* РД 153-39.4-056-00 ГОСТ Р 51164-98 ГОСТ 9.602-89* ГОСТ 25812-83*
3 Линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов и устройств электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установок электрохимической защиты трубопроводов, включая вдольтрассовые высоковольтные линии 6 (10) кВ, отпайки от местных источников для электроснабжения линейных потребителей, кабельные линии 6 (10) кВ, комплектные трансформаторные подстанции, пункты контроля управления, щиты станции управления, пускорегулирующую аппаратуру и коммутационную аппаратуру, кабельные линии до 1 кВ.	СНиП 2.05.06-85* РД 153-39-ТН-009-96 ПУЭ 98
4 Противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов, отводные канавы, защитные валы, земляные амбары, берегоукрепление, металлические емкости защитных сооружений, средства пожарной связи и сигнализации с помещениями приемных станций, пожарные депо, склады пенообразователя, огнетушащего порошка, пожарно-технического вооружения, системы газового тушения, системы оповещения людей о пожаре, установки автоматической пожарной сигнализации.	СНиП 2.04.09-84 СНиП 2.05.06-85* РД 39-110-91 РД 39-30-93-78 РД 153-39.4-056-00 ВНПБ**** 2000 ВНПБ 01-05-99 НПБ-201-96 НПБ-101-95 НПБ 104-95 НПБ 110-99
5 Земляные амбары для аварийного выпуска нефти, нефтепродуктов	РД 39-30-571-81 РД 153-39.4-056-00 РД 39-110-91
6 Здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов, включая аварийно-восстановительные пункты (АВП), специализированные аварийно-восстановительные управления (САВУ), специализированные управления по предотвращению и ликвидации аварий (СУПЛАВ), административно-бытовые и производственные помещения и сооружения, прожекторные мачты, антенные сооружения, мачты молниезащиты, склады имущества аварийно-восстановительных служб (ABC), открытая стоянка аварийной техники, дома обходчиков, пункты наблюдения, стеллажи для хранения аварийного запаса труб, вертолетные площадки и постоянные дороги, расположенные вдоль трассы магистральных нефтепроводов и подъезды к ним, железнодорожные тупики для АВП, диспетчерские пункты	РД 153-39.4-056-00 РД 39-025-90 РД 34.12.122.87 РД 39-110-91 РД 39-016-90 РД 39-025-90 РД 39-30-93-78
7 Головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции, резервуарные парки.
7.1 Головные и промежуточные перекачивающие станции, включая магистральные и подпорные насосные с основным и вспомогательным оборудованием и системами; площадки с вертикальными насосами; трубопоршневые поверочные установки; насосы центробежные НМ со сменными роторами с электроприводами; грузоподъемные механизмы; блок-боксы и камеры (площадки) регуляторов давления; блок-боксы глушения ударной волны; резервуарный парк; системы и установки улавливания паров нефти; молниезащита резервуарных парков; резервуары для масла и топлива; фильтры-грязеуловители; клапаны предохранительные; технологические нефтепроводы; емкости для сбора утечек и дренажа технологических трубопроводов; узлы технологических задвижек; узлы учета нефти; резервные системы коммерческого учета нефти; блок-боксы контроля качества;
ультразвуковые счетчики; насосные станции водоснабжения и водотушения; помещения с электроприводными задвижками; канализационные насосные станции бытовых стоков и сточных вод; емкости сбора ударной волны с погружными насосами; станции биологической очистки сточных вод; сборники нефти, воды и стоков с насосными установками; сооружения для очистки производственно-дождевых сточных вод; резервуары противопожарного запаса воды; насосные станции второго подъема; станции подготовки питьевой воды; резервуары статического отстоя; иловые площадки; площадки для просушивания осадка; технологические помещения при резервуарах противопожарного запаса воды; котельные с топливной насосной и емкостями для топлива; системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации; сети противопожарного водопровода; устройства электроснабжения перекачивающих станций (в том числе, воздушные и кабельные линии и сети электроснабжения; подстанции с технологическим оборудованием; закрытые распредустройства; автономные источники электроснабжения и дизельные электростанции, прочее энергетическое и силовое оборудование); устройства автоматики, телемеханики, диспетчерской и громкоговорящей связи, радиофикации, пожарной и охранной сигнализации; лабораторное оборудование; производственно-бытовые здания и сооружения, ограждения с охранной сигнализацией, в том числе, для персонала, работающего вахтовым методом; системы автоматического пенного пожаротушения с емкостями для пенообразователя, резервуары запаса пенораствора, емкости запаса воды для тушения пожаров и орошения резервуаров, насосными и растворопроводами; механические мастерские перекачивающих станций; монтажно-сварочные площадки; автомобильные дороги (внутриплощадочные и подъездные), автозаправочные станции; корпус управления (узел связи, подстанции, операторная, склад, лаборатория для анализа нефти); насосные станции с резервуарами противопожарного запаса воды и пенообразователя; контрольно-пропускные пункты, караульные помещения; охранная сигнализация зданий и складов; оборудование и сооружения, используемые для охраны производственных объектов	СНиП 2.11.03-93 СНиП 2.04.02-84* СНиП 2.04.01-85* СНиП 2.05.06-85* СНиП 2.04.05-91* РД 39-0147103-385-87 РД 153-39.4-056-00 РД 153-39-ТН-009-96 РД 39-30-93-78 ГОСТ 12124-87 ГОСТ 8-346-79* (СТ СЭВ 1972-79) НПБ 110-96 ВППБ 01-05-99 ППБ 01-93 ПУЭ 98
7.2 Наливные станции, включая резервуарные парки; наливные насосные станции; железнодорожные наливные устройства; фильтры-грязеуловители; узлы с предохранительными устройствами; узлы учета; технологические трубопроводы; системы контроля и доступа; оборудование и сооружения, используемые для охраны производственных объектов	СНиП 2.11.03-93 РД 39-30-93-78 ГОСТ 8.346-79 ВНПБ 01-05-99 РД 153-39.4-056-00 ВППБ 01-05-99 НПБ 110-96 ВППБ 01-95-99
7.3 Морские сливо-наливные пункты; причальные сооружения с технологической обвязкой; технологические трубопроводы с узлами регулирования и учета нефти; резервуарный парк; комплекс сооружений для очистки и доочистки балластных вод; технологические насосные; системы пожарной сигнализации, оборудование и сооружения, используемые для охраны производственных объектов	СНиП2.11.03-93 ВНТП 5-95 РД 153-39.4-056-00 РД 39-93-78 НПБ 110-96 ВНПБ 01-05-99
7.4 Резервуарный парк, включая резервуары для хранения нефти; системы автоматики, контроля и измерения, дистанционного управления запорной арматурой, автоматического пожаротушения; пожарные депо	СНиП 2.11.03-93 РД 153-39.4-056-00 РД 39-0147103-385-87 РД 39-30-93-78 ГОСТ 8.346-70 ВППБ 01-05-99 ВППБ 01-95-99
8 Пункты подогрева нефти и нефтепродуктов, включая печи подогрева, технологические трубопроводы, системы внутренней циркуляции в коммуникациях, системы сдвига застывшей нефти в коммуникациях и магистральном нефтепроводе, системы топливообеспечения горелок печей, системы стационарного пожаротушения, оборудование, устройства и установки по энергообеспечению, контрольно-измерительные приборы и автоматика, амбары для пуска нефти при авариях; оборудование и сооружения, используемые для охраны производственных объектов	РД 153-39.4-056-00 РД 39-30-93-78 ВППБ 01-05-99 ВППБ 01-95-99
9 Указатели и предупредительные знаки, включая опознавательные, сигнальные, дорожные, предупредительные знаки вдоль трассы трубопроводов и на территориях перекачивающих и наливных станций	РД 39-30-93-78 ГОСТ 26600-85 ГОСТ 10807-78 ВППБ 01-05-99 ВППБ 01-95-99 ПОМТ
10 Вспомогательные объекты, включая базы производственного обслуживания, базы технического обеспечения и комплектации оборудования, автотранспортные подразделения, ремонтно-строительные подразделения, цехи технологического транспорта и спецтехники; склады взрывчатых материалов; оборудование и сооружения, используемые для охраны производственных объектов	РД 153-39.4-056-00 РД 39-30-93-78 РД 39-00147105-011-97 ВППБ 01-05-99

 

Списокнормативно-технических документов к перечню объектов

 

ГОСТ Р 51164-98	Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии. Утвержден и введен в действие Постановлением Госстандарта России от 23 апреля 1998 г № 144.
ГОСТ 9.602-89*	ЕСЗКС. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии. Утвержден и введен в действие Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 26.06.89 г. № 1985.
ГОСТ 12124-87	Насосы центробежные нефтяные для магистральных трубопроводов. Типы и основные параметры. Утвержден и введен в действие Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 28.09.87 г. № 3710.
МИ 1823-87	Методические указания. Государственная система обеспечения единства измерений. Вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров. Методика выполнения измерений геометрическим и объемным методами.
ГОСТ 8.346-79*	ГСИ. Резервуары стальные горизонтальные. Методы и средства поверки. Утвержден Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 16.02.1989 г. № 614, срок введения установлен с 01.01.1981 г.
ГОСТ 26600-98	Знаки навигационные внутренних судоходных путей. Общие технические условия. Постановлением Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации и метрологии от 14 декабря 1999 г. № 512-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 26600-98 введен в действие непосредственно в качестве государственного стандарта Российской Федерации с 1 июля 2000 г.
ГОСТ 10807-78*	Знаки дорожные. Общие технические условия. Утвержден и введен в действие Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 30.08.78 г. № 2401.
СНиП 2.05.06-85	Магистральные трубопроводы. Утвержден Государственным комитетом СССР по делам строительства в 1985 г.
СНиП 2.04.09-84	Пожарная автоматика зданий и сооружений. Утвержден Государственным комитетом СССР по делам строительства в 1985 г.
СНиП 2.11.03-93	Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы. Утвержден Госстроем России в 1993 г.
СНиП 2.04.02-84	Водоснабжение, наружные сети и сооружения. Утвержден Министерством строительства Российской Федерации в 1996 г.
СНиП 2.04.01-85	Внутренний водопровод и канализация зданий. Утвержден Государственным комитетом СССР по делам строительства в 1986 г.
СНиП 2.04.05-91	Отопление, вентиляция и кондиционирование. Утвержден Государственным комитетом СССР по строительству и инвестициям от 28.11.1991 года
ВНТП 5-95	Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз). Волгоград, 1995 г., утверждены Приказом Минтопэнерго России 3 апреля 1995 г. № 64
ВНПБ-01-01-01	Пожарная охрана объектов магистральных нефтепроводов. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2000 г., утверждены приказом Президента ОАО «АК «Транснефть» от 04.04.2000 г.
ВНПБ-01-02-01	Установки пенного пожаротушения. Автоматическая система подслойного пожаротушения нефти пленкообразующей низкократной пеной в вертикальных стальных резервуарах со стационарной и плавающей крышей, понтоном и в железобетонных резервуарах. ОАО «АК «Транснефть». Общие технические требования
ВНПБ-01-03-01	Установки пенного пожаротушения. Автоматическая система тушения пожара высокократной пеной нефтеперекачивающих насосных станций. ОАО «АК «Транснефть». Общие технические требования
ВППБ 01-05-99	Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть». М., 1999 г., утверждены приказом ОАО «АК «Транснефть» 17.05.1999 г. № 61
НПБ 201-96	Пожарная охрана предприятий. Общие требования. Сборник руководящих документов ГПС. Ч. 5. - М.: ГУПС МВД России 1997 г., утверждены Главным государственным инспектором Российской Федерации по пожарному надзору.
НПБ 101-95	Нормы проектирования объектов пожарной охраны. Сборник руководящих документов ГПС. Ч. 1. М.: ГУПС МВД России, 1997 г., утверждены Главным государственным инспектором Российской Федерации по пожарному надзору.
ППБ 01-93	Правила пожарной безопасности в Российской Федерации, Утвержден МВД РФ с введением в действие 01.01.1994 г.
НПБ 104-95	Проектирование систем оповещения людей о пожаре в зданиях и сооружениях. Сборник руководящих документов ГПС. Ч. 3. - М.: ГУПС МВД России, 1996 г., утверждены Главным государственным инспектором Российской Федерации по пожарному надзору.
НПБ 110-96	Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией. Сборник руководящих документов ГПС. Ч. 4. - М.: ГУПС МВД России, 1997., утверждены Главным государственным инспектором Российской Федерации по пожарному надзору.
НПБ 01-93	Порядок разработки и утверждения нормативных документов Государственной противопожарной службы. Сборник руководящих документов ГПС. Ч. 1. - М., 1997 г., Сборник руководящих документов ГПС. Ч. 2. - М.: ГУПС МВД России, 1997 г., утверждены Главным государственным инспектором Российской Федерации по пожарному надзору.
ПОМТ	Правила охраны магистральных трубопроводов. Утверждены Постановлением Совмина СССР от 12.04.1979 г. № 341.
РД 39-30-1060-84	Инструкция по обследованию технического состояния подводных переходов магистральных нефтепроводов. Уфа, ВНИИСПТнефть, 1984 г., утвержден Приказом Миннефтепрома от 13.06.1984 г. № 360.
РД 153-39.4-035-99	Правила технической диагностики магистральных нефтепроводов внутритрубными инспекционными снарядами. М.: ОАО «ЦТД «Диаскан», 1999 г., утвержден ОАО «АК «Транснефть» 19.02.1999 г.
РД 153-39ТН-009-96	Положение о системе технического обслуживания и ремонта электроустановок магистральных нефтепроводов 10 (в 2-х частях). Уфа: ИПТЭР, 1997 г., утверждено ОАО «АК «Транснефть» 27.12.1996 г.
РД 39-110-91	Руководящий документ. Инструкция ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах. Уфа: ИПТЭР, 1992 г., утвержден Миннефтегазпромом 29.10.1991 г.
РД 39-30-93-78	Правила безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов. М.: ВНИИТБ, 1978 г., утвержден Миннефтепромом 26.10.1998 г.
РД 39-0147105-011-97	Табель технического оснащения служб капитального ремонта магистральных нефтепроводов. Уфа: «ИПТЭР», 1998 г., утвержден ОАО «АК «Транснефть» 30.10.1997 г.
РД 39-30-571-81	Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах, проложенных на болотах. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1981 г., утверждена Миннефтепромом 30.07.1981 г.
РД 34.21.122-87	Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений. М.: АО «Энергосервис», 1987 г., утвержден Главтехуправлением Минэнерго СССР
РД 153-39.4-078-01	Руководящий документ. Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз. Уфа: ИПТЭР, 2001 г., утвержден Минэнерго России.
РД 153-39.4-056-00	Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. Уфа: «ИПТЭР», 2000 г., утверждены Минтопэнерго 14.08.2000 г.
СП 34-101-98	Свод Правил. Выбор труб для магистральных нефтепроводов при строительстве и капитальном ремонте. Утвержден и введены в действие приказом по ОАО «АК «Транснефть» 13.01.1998 г. № 4
ПУЭ-2000	Министерство топлива и энергетики Российской Федерации. Главгосэнергонадзор России. Правила устройства электроустановок. Шестое издание, переработанное и дополненное с изменениями. Москва, 2000 г.

 

 

ПриложениеВ

(обязательное)

 

КАТЕГОРИИПОМЕЩЕНИЙ И НАРУЖНЫХ УСТАНОВОК ПО ПОЖАРНОЙ

ОПАСНОСТИ,КЛАСС ОПАСНЫХ ЗОН, КАТЕГОРИИ И ГРУППЫ

СМЕСИСОГЛАСНО ВППБ-01-05-99

 

Наименование помещений наружных установок	Категория помещения НПБ-105-95	Класс взрывопожароопасных зон (ПУЭ)	Категория группа взрывопожароопасной смеси (ГОСТ 12.1.011-78*)	Примечание
1 Основные производственные помещения и наружные установки
1 Резервуары для нефти, нефтеловушки	-	В-1г 1, 2	IIA-T3
2 Насосные станции по перекачке нефти	А	В-1а 2	IIA-T3
3 Помещения манифольдных узлов регулирования, ТПУ, блоков контроля качества нефти	А	B-Ia 2	IIA-T3
4 Железнодорожные сливо-наливочные эстакады для нефти и нефтепродуктов	-	B-Iг 1, 2	IIA-T3
5 Сливо-наливочные причалы и пирсы для нефти и нефтепродуктов	-	В-Iг 1, 2	IIA-T3
6 Установки подогрева нефти (трубчатые печи)	-	В-Iг 1, 2	IIA-T3
7 Тоннели для нефтепроводов	-	B-Ia 2	IIA-T3
8 Вытяжные вентиляционные камеры взрывопожароопасных зон	По категориям обслуживаемых помещений
9 Приточные вентиляционные камеры в отдельных помещениях при наличии на воздуховодах обратных клапанов	Д	Норм.	-
10 Узлы задвижек, технологические колодцы, ТПУ открытого типа	-	B-Iг 1, 2	IIA-T3
2 Канализационные и очистные сооружения
11 Канализационные насосные станции для неочищенных стоков: - в зданиях;   - открытые.	А   -	B-Ia 2 B-Iг 1, 2	IIA-T3   IIA-T3
12 Канализационные насосные станции для очищенных стоков: - в зданиях; - открытые.	Д -	П-I П-II	- -
13 Канализационные насосные станции для уловленной нефти и осадков с очистных сооружений	А	B-Ia 2	IIA-T3
14 Буферные резервуары для балластных вод	-	B-la 2	IIA-T3
15 Нефтеловушки: - закрытые;	А	B-Ia 2	IIA-T3
- открытые	-	B-Iг 2	IIA-T3
16 Резервуар - отстойник для балластных вод	-	В-Iг 2	IIA-T3
17 Песколовки	-	B-Iг 2	IIA-T3
18 Комплексы механической очистки: - отстойники;	А	B-Ia 1, 2	IIA-T3
- фильтры.	В3	П 1	-
19 Флотационные установки: - в зданиях; - открытые.	В3 -	П-I П-III	- -
20 Отделение окислительных колонок и дозировочных насосов, реагентные и контактные резервуары для обезжиривания стоков	Д	П-I	-
21 Резервуары для очищенных стоков	-	Норм.	-
22 Иловые площадки для промышленных ливневых стоков и шлаконакопителей	-	П-III	-
23 Биологические пруды	-	П-III	-
3 Топливозаправочные пункты (ТЗП)
24 Помещения ТЗП	А	B-Ia 2	IIA-T3
25 Подземные резервуары для топлива	-	B-Iг 2	IIA-T3
26 Стояки бензовозов при сливе топлива и смотровые колодцы подземных резервуаров	-	В-Iг 1, 2	IIA-T3
27 Топливозаправочные колонки	-	B-Iг 1, 2	IIA-T3
4 Вспомогательные объекты
28 Материальные склады: - при отсутствии горючих материалов и горючей упаковки;	Д	Норм.	-
- при наличии горючих материалов и горючей упаковки.	В3-В4	П-IIа	-
29 Склады баллонов с горючими газами	А	B-Ia 2	IIA-T3
30 Механические, сборочные, заготовительные цехи и участки	Д	Норм.	-
31 Кузнечные, термические, сварочные цехи и участки	Г	Норм.	-
32 Покрасочные отделения, краскоприготовительные участки	А	B-Ia 2	IIA-T3
33 Деревообрабатывающие цехи и участки	В1-В2	П-II	-
34 Закрытые стоянки автотранспорта	В	B-Iб 3	-
35 Аккумуляторные:
- зарядные агрегаты в одном помещении с аккумуляторной;	См. примечание 3	B-Iб 2	IIС-T1
- помещения зарядных агрегатов;	-"-	B-Iб 2	IIС-T1
- зарядные агрегаты в изолированном помещении.	Д	Норм.	-
36 Котельные	Г	Норм.	-
37 Лаборатории:
- приемочные;	А	B-Ia 2	IIA-T3
- весовые, титровальные;	А	B-Ia 2	IIA-T3
- комнаты анализов.	Г	Норм.	-
38 Телефонные станции, радиоузлы, коммутаторы связи, электрощитовые, операторные КИП и А и т.п. помещения	Д	Норм.	-
39 Закрытые распредустройства, трансформаторные подстанции с содержанием масла в единице оборудования более 60 кг	В3-В4	Норм.	-
40 Пожарные насосные станции с дизелем	Г	Норм.	-
41 Склады пенообразователя, очистные сооружения хозфекальных стоков	Д	Норм.	-

 

Примечания

1 Категория помещения и наружных установок могут бытьуточнены расчетом согласно указаниям НПБ 105-95 и НПБ 107-97, соответственно.

2 Класс опасной зоны и ее размеры должны определятьсяна основании отдельных норм технологического проектирования, разработанных набазе ГОСТ Р 51330.9 (МЭК 60079-10) и действующих ПУЭ; до введения этих нормдопускается пользоваться приведенной в настоящей таблице классификацией (см.также п. 10.4.2).

3 Категория и группа взрывоопасной смеси для дизельноготоплива IIВ-Т3.

 

Помещенияаккумуляторных (п. 35, а и б) относятся к категории Д или В4 при условииоборудования их аварийной вентиляцией с ее пуском от автоматическихгазоанализаторов. Кратность воздухообмена аварийной вентиляции следуетопределять по НПБ 105-95.

 

 

Ключевыеслова: линейная часть; технологическая часть; автоматизация; телемеханизация и автоматизированныесистемы управления; метрологическое обеспечение; электроустановки магистральныхнефтепроводов; системы водоснабжения, канализации и пожаротушения; системытеплоснабжения, отопления, вентиляции и кондиционирования;производственно-технологическая связь; электрохимическая защита от коррозии;охрана окружающей природной среды; инженерно-технические мероприятиягражданской обороны; мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций;техническое обслуживание и ремонт магистральных нефтепроводов; показателирасхода энергоресурсов; расчет потребности производственных площадей; охранатруда; гидравлические расчеты нефтепровода.

 

 

Содержание

 

1 Областьприменения

2 Нормативныессылки

2.1 СтандартыМЭК

2.2Государственные стандарты

2.3Нормативные и методические документы по строительству

3 Определения

4 Переченьсокращений

5 Основныепоказатели

5.1 Основныетехнологические параметры магистральных нефтепроводов

5.2 Фондывремени и режим работы

6 Линейнаячасть

7Технологическая часть

7.1Нефтеперекачивающие и наливные станции

7.2Резервуарные парки

7.3Технологические трубопроводы

8Автоматизация, телемеханизация и автоматизированные системы управления

8.1 Системыуправления

8.2Автоматическая защита.

8.2.1Магистральная насосная

8.2.2Подпорная насосная

8.3Резервуарные парки

8.4Автоматическая система пожаротушения

8.4.1 Общиетребования

8.4.2 Датчикипожарной сигнализации (пожарные извещатели)

8.4.3 Схемыавтоматизации

9Метрологическое обеспечение

9.1 Общиеположения

9.2Метрологическое обеспечение при проведении учетных операций и при использованиинефти на собственные нужды

9.3Метрологическое обеспечение основного и вспомогательного производств

9.4Организация метрологической службы на проектируемом объекте и ее оснащение

10Электроустановки магистральных нефтепроводов

10.1Категории электроприемников и обеспечение надежности электроснабжения

10.2Кабельные и проводные линии

10.3Электроосвещение

10.4 Меры пообеспечению безопасности

11 Системыводоснабжения, канализации и пожаротушения

12 Системытеплоснабжения, отопления, вентиляции и кондиционирования

13Производственно-технологическая связь

14Электрохимическая защита от коррозии

15 Охранаокружающей природной среды

15.1 Общиетребования

15.2Природоохранные мероприятия

16Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны. Мероприятия попредупреждению чрезвычайных ситуаций

17 Техническоеобслуживание и ремонт магистральных нефтепроводов

18 Показателирасхода энергоресурсов

18.1Показатели расхода электроэнергии

18.2Показатели расхода топлива

18.3Использование вторичных энергетических ресурсов

19 Расчетпотребности производственных площадей

20 Охранатруда

21Гидравлические расчеты нефтепроводов

Приложения

Приложение А.Удельный расход топлива для паровых и водогрейных котлоагрегатов при сжиганиижидкого топлива и газа

Приложение Б.Перечень объектов, входящих в состав магистральных нефтепроводов (МП), а такжесооружений, предназначенных для их поддержания в эксплуатационном состоянии,для применения льготы по налогу на имущество

Приложение В.Категории помещений и наружных установок по пожарной опасности, класс опасныхзон, категории и группы смеси согласно ВППБ-01-05-99