На главную
На главную

РД 153-39.4-113-01 «Нормы технологического проектирования магистральных трубопроводов»

Руководящий документ (РД) устанавливает требования к проектированию магистральных нефтепроводов условными диаметрами от 200 до 1200 мм включительно и ответвлений от них.
РД является обязательным при технологическом проектировании новых и реконструкции действующих магистральных нефтепроводов.
РД устанавливает нормы, регламентирующие требования на разработку технологических решений при проектировании магистральных нефтепроводов.
РД не распространяется на проектирование нефтепроводов специального назначения (промысловых, сборных, полевых и т.п.); нефтепроводов, прокладываемых в морских акваториях, и не учитывает дополнительных требований при строительстве нефтепроводов в районах с сейсмичностью свыше 8 баллов для нефтепроводов, укладываемых подземно и свыше 6 баллов для нефтепроводов, укладываемых надземно; нефтепроводов, прокладываемых в зонах с вечномерзлыми грунтами; нефтепроводов, прокладываемых по территории населенных пунктов, а также нефтепроводов с давлением свыше 10 МПа (100 кгс/см2).
При проектировании расширения или реконструкции действующих объектов магистральных нефтепроводов требования настоящего РД распространяются только на расширяемую или реконструируемую часть объектов.
РД не учитывает специфические особенности проектирования нефтепроводов для газонасыщенных нефтей, нефтепроводов с попутным подогревом («горячих» нефтепроводов).

Обозначение: РД 153-39.4-113-01
Название рус.: Нормы технологического проектирования магистральных трубопроводов
Статус: действующий
Заменяет собой: ВНТП 2-86 «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов»
Дата актуализации текста: 01.10.2008
Дата добавления в базу: 01.02.2009
Дата введения в действие: 01.07.2002
Разработан: ОАО "АК "Транснефть"
ОАО "Гипротрубопровод"
Утвержден: Минэнерго России (24.04.2002)
Опубликован: ОАО "АК "Транснефть" № 2002

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИРОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕОБЩЕСТВО

АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ ПОТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»

ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

НОРМЫ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

РД 153-39.4-113-01

АК «ТРАНСНЕФТЬ»

ОАО «ГИПРОТРУБОПРОВОД»

Москва

2002

Предисловие

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

ВНЕСЕН Управлением развития системмагистральных трубопроводов Минэнерго России и ОАО «АК «Транснефть».

2. СОГЛАСОВАН:

Госгортехнадзором России(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, A.M.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 И ВВЕДЕН ВДЕЙСТВИЕ приказом Минэнерго России от 24 апреля 2002 года № 129.

4. ВВОДИТСЯ ВЗАМЕН ВНТП2-86 «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов»,утвержденных приказом Миннефтепрома СССР от 17.12.1986 г. № 780.

Сроквведения с 1 июля 2002 г.

СОДЕРЖАНИЕ

1 Область применения. 2

2 Нормативные ссылки. 2

2.1 Стандарты МЭК.. 2

2.2 Государственные стандарты.. 2

2.3 Нормативные и методические документы по строительству. 3

3 Определения. 5

4 Перечень сокращений. 6

5 Основные показатели. 7

5.1 Основные технологические параметры магистральных нефтепроводов. 7

5.2 Фонды времени и режим работы.. 9

6 Линейная часть. 9

7 Технологическая часть. 11

7.1 Нефтеперекачивающие и наливные станции. 11

7.2 Резервуарные парки. 14

7.3 Технологические трубопроводы.. 16

8 Автоматизация, телемеханизация и автоматизированные системы управления. 16

8.1 Системы управления. 16

8.2 Автоматическая защита. 17

8.2.1 Магистральная насосная. 17

8.2.2 Подпорная насосная. 19

8.3 Резервуарные парки. 19

8.4 Автоматическая система пожаротушения. 19

8.4.1 Общие требования. 19

8.4.2 Датчики пожарной сигнализации (пожарные извещатели) 20

8.4.3 Схемы автоматизации. 20

9 Метрологическое обеспечение. 21

9.1 Общие положения. 21

9.2 Метрологическое обеспечение при проведении учетных операций и при использовании нефти на собственные нужды.. 22

9.3 Метрологическое обеспечение основного и вспомогательного производств. 23

9.4 Организация метрологической службы на проектируемом объекте и ее оснащение. 24

10 Электроустановки магистральных нефтепроводов. 25

10.1 Категории электроприемников и обеспечение надежности электроснабжения. 25

10.2 Кабельные и проводные линии. 25

10.3 Электроосвещение. 26

10.4 Меры по обеспечению безопасности. 26

11 Системы водоснабжения, канализации и пожаротушения. 28

12 Системы теплоснабжения, отопления, вентиляции и кондиционирования. 30

13 Производственно-технологическая связь. 32

14 Электрохимическая защита от коррозии. 35

15 Охрана окружающей природной среды.. 35

15.1 Общие требования. 35

15.2 Природоохранные мероприятия. 36

16 Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны. Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций. 38

17 Техническое обслуживание и ремонт магистральных нефтепроводов. 38

18 Показатели расхода энергоресурсов. 39

18.1 Показатели расхода электроэнергии. 39

18.2 Показатели расхода топлива. 41

18.3 Использование вторичных энергетических ресурсов. 42

19 Расчет потребности производственных площадей. 42

20 Охрана труда. 43

21 Гидравлические расчеты нефтепровода. 44

Приложение А Удельный расход топлива для паровых и водогрейных котлоагрегатов при сжигании жидкого топлива и газа. 45

Приложение Б Перечень объектов, входящих в состав магистральных нефтепроводов (мн), а также сооружений, предназначенных для их поддержания в эксплуатационном состоянии, для применения льготы по налогу на имущество. 45

Приложение В Категории помещений и наружных установок по пожарной опасности, класс опасных зон, категории и группы смеси согласно ВППБ-01-05-99. 49

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Дата введения 01.07.2002 г.

1 Область применения

Настоящий руководящий документ (РД) устанавливаеттребования к проектированию магистральных нефтепроводов условными диаметрами от200 до 1200 мм включительно и ответвлений от них.

РД является обязательным при технологическомпроектировании новых и реконструкции действующих магистральных нефтепроводов.

РД устанавливает нормы, регламентирующие требования наразработку технологических решений при проектировании магистральных нефтепроводов.

РД не распространяется на проектирование нефтепроводовспециального назначения (промысловых, сборных, полевых и т.п.); нефтепроводов,прокладываемых в морских акваториях, и не учитывает дополнительных требованийпри строительстве нефтепроводов в районах с сейсмичностью свыше 8 баллов длянефтепроводов, укладываемых подземно и свыше 6 баллов для нефтепроводов,укладываемых надземно; нефтепроводов, прокладываемых в зонах с вечномерзлымигрунтами; нефтепроводов, прокладываемых по территории населенных пунктов, атакже нефтепроводов с давлением свыше 10 МПа (100 кгс/см2).

При проектировании расширения или реконструкциидействующих объектов магистральных нефтепроводов требования настоящего РДраспространяются только на расширяемую или реконструируемую часть объектов.

РД не учитывает специфические особенностипроектирования нефтепроводов для газонасыщенных нефтей, нефтепроводов спопутным подогревом («горячих» нефтепроводов).

2 Нормативные ссылки

В настоящем РД использованы ссылки на следующиенормативные документы.

2.1 Стандарты МЭК

МЭК (IЕС) 61131-1 (1992)

Контроллеры программируемые. Часть 1. Общие сведения

МЭК (IЕС) 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 выполнений 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 следующиетермины с соответствующими определениями

Пропускнаяспособность              Расчётноеколичество нефти, которое может пропустить нефтепровод в единицу времени призаданных параметрах нефти, с учетом установленного оборудования и несущейспособности трубопровода

Магистральныйнефтепровод      Инженерное сооружение,состоящее из трубопроводов с арматурой и связанных с ними нефтеперекачивающихстанций, хранилищ, нефти и других технологических объектов, обеспечивающихприемку, транспортировку, сдачу нефти потребителям, или перевалку на другой видтранспорта

Нефтепровод                                  Сооружение изтруб, соединительных деталей и арматуры для передачи на расстояние нефти

Рабочее давление                           Наибольшее избыточноедавление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации магистральногонефтепровода

Отвод                                              Трубопровод,предназначенный для подачи нефти от магистрального нефтепровода потребителям

Лупинг                                            Участоклинейной части нефтепровода, проложенный параллельно основному для увеличенияпропускной способности

Резервная нитка                             Трубопровод,проложенный параллельно основной магистрали для обеспечения резервирования наслучай ее повреждения

Блокировочныйтрубопровод       Участок трубопровода,соединяющий два магистральных нефтепровода для обеспечения использования их напараллельную работу от одной НПС

Байпасныйтрубопровод               Участоктрубопровода параллельный основному

Головнаянасосная станция          Начальнаянасосная станция нефтепровода с емкостью, осуществляющая операции по приёмунефти с нефтепромысловых предприятий для дальнейшей транспортировкимагистральному нефтепроводу

Нефтеперекачивающая

станция (НПС)                               Комплекссооружений и устройств для приема и перекачки нефти насосными установками помагистральному нефтепроводу

Совмещенная

нефтеперекачивающая станция   Комплекс изнескольких (двух или более) НПС разных нефтепроводов, расположенных на прилегающих территориях иимеющих часть сооружений совместного использования

Магистральная насосная              Комплекс технологического оборудования,осуществляющий повышение давления в магистральном трубопроводе с помощьюмагистральных насосных агрегатов

Подпорная насосная                      Комплекс технологическогооборудования, обеспечивающий безкавитационную работу магистральных насосныхагрегатов

Система сглаживания

волн давления                                Комплекс оборудования исооружений, осуществляющих снижение крутизны фронта волны повышения давления наприеме промежуточных НПС

Резервуарный парк                        Комплекс взаимосвязанныхрезервуаров для выполнения технологических операций приема, хранения и откачкинефти

Узел учета количества и

качества нефти                              Комплекс оборудования,обеспечивающий измерение потока нефти в нефтепроводе

Приемные трубопроводы              Трубопроводы, по которым обеспечиваетсяподача нефти к всасывающим патрубкам насосов

Расширение                                    Строительство дополнительных производств надействующем предприятии, а также строительство новых и расширение существующихотдельных цехов и объектов основного, подсобного и обслуживающего назначения натерритории действующих предприятий, примыкающих к ним площадках в целях созданиядополнительных или новых производственныхмощностей (письмо Главгосархстрой надзора России от 28 апреля 1994 года №16-14/63)

Реконструкция                               Переустройствосуществующих цехов и объектов основного, подсобного и обслуживающегоназначения, как правило, без расширения имеющихся зданий и сооружений основногоназначения, осуществляемое по комплексному проекту на реконструкцию предприятияв целом, в целях увеличения производственных мощностей, улучшения качества, восновном без увеличения численности работающих (письмо ГлавгосархстройнадзораРоссии от 28 апреля 1994 года № 16-14/63)

4 Перечень сокращений

СОД                              средство очистки идиагностики

ЛЭС                              линейная эксплуатационная служба

НПС                              нефтеперекачивающая станция

ССВД                           система сглаживанияволн давления

ЛПДС                           линейная производственно-диспетчерскаястанция

ТЭО                              технико-экономическое обоснование

ННБ                              наклонно-направленноебурение

МН                                магистральная насосная

РВС                              резервуарвертикальный стальной

АСУ ТП                       автоматизированнаясистема управления технологическим процессом

РДП                              районный диспетчерский пункт дляавтоматизированной системы управления технологическими процессами

ТДП                              территориальный диспетчерский пункт

МДП                             местныйдиспетчерский пункт

ЕАСУ                           единаяавтоматизированная система управления

ПЛК НПС (ЛПДС)      программно-логические контроллеры НПС(ЛПДС)

АРМ                             автоматизированноерабочее место

ЛВС                              локальнаявычислительная сеть

РУМН                           районное управлениемагистральных нефтепроводов

АСУП                           автоматизированнаясистема управления предприятием

НКПВ                           нижний концентрационный пределвоспламенения

ПН                                подпорная насосная

ПУЭ                              правила устройстваэлектроустановок

НПЗ                              нефтеперерабатывающийзавод

УУН                             узел учета нефти

НА                                насосный агрегат

БПО                              базапроизводственного обслуживания

ЦБПО                           центральная базапроизводственного обслуживания

СИ                                средствоизмерения

АВП                              аварийно-восстановительныйпункт

АРП                              аварийно-ремонтныйпункт

СИКН                           система измерениякачества и количества нефти

ДЭС                              дизельнаяэлектростанция

ПВД                              полиэтилен высокого давления

КЗУ                              комплексноезащитное устройство

АВР                              автоматическоевключение резерва

ЛВЖ                             легковоспламеняющаясяжидкость

СДКУ                           системадиспетчерского контроля и управления

ПСП                              приемо-сдаточный пункт

ЦРРЛ                            цифроваярадиорелейная линия связи

КЛС                              кабельная линия связи

ВОЛС                           волоконно-оптическая линия связи

УКВ                              ультракороткиеволны

РРЛ                               радиорелейнаялиния 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                              вторичныеэнергетические ресурсы

ИТМ ГО ЧС                 инженерно-технические мероприятия гражданскойобороны по предупреждению чрезвычайных ситуаций

ЧС                                 чрезвычайная ситуация

ГО                                 гражданская оборона

ПОО                             потенциально опасный объект

СУПЛАВ                     специализированное управление по предотвращениюи ликвидации аварий

ЦРС                              центральнаяремонтная служба

СКЗ                               станция катодной защиты

5 Основные показатели

5.1 Основные технологические параметрымагистральных нефтепроводов

5.1.1 В состав магистральныхнефтепроводов входят:

- трубопровод с ответвлениями, лупингами иперемычками, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственныепрепятствия, узлами подключения насосных станций, узлами пуска-приема СОД;

- установки электрохимической защиты трубопроводов откоррозии;

- средства телемеханики, технологической связи,оперативного управления и помещения для их размещения;

- линии электропередач, предназначенные дляобслуживания нефтепроводов;

- устройства электроснабжения и дистанционногоуправления запорной арматурой и установками электрохимической защиты;

- противоэрозионные и защитные сооружениянефтепроводов;

- земляные амбары для временного хранения нефти приавариях;

- здания и сооружения линейной службы эксплуатациинефтепроводов (ЛЭС, пункты обогрева, усадьбы линейных обходчиков, вертолетныеплощадки и т п.);

- постоянные вдольтрассовые проезды, сооружаемые вслучае необходимости при соответствующем технико-экономическом обосновании,опознавательные, запрещающие и предупредительные знаки местонахождениянефтепроводов;

- головные, промежуточные перекачивающие, наливныенасосные станции;

- резервуарные парки;

- пункты подогрева нефти;

- нефтеналивные эстакады и причалы.

Полный перечень сооружений магистрального нефтепроводаприведен в Приложении Б.

5.1.2 К основным параметрам магистральногонефтепровода относятся: производительность, диаметр, протяженность, числонефтеперекачивающих станций, рабочее давление и емкость резервуарных парков.

5.1.3 Проектирование нефтепроводов выполняется наоснове задания на проектирование, составленного в соответствии с требованиями СНиП11-01, которое кроме основных параметров должно содержать:

- наименование начального и конечного пунктовмагистрального трубопровода;

- производительность нефтепровода в млн. т в год приполном развитии с указанием роста загрузки по этапам (годам);

- перечень нефтей (или их смесей), подлежащихперекачке по нефтепроводу с указанием количества каждого сорта, характеристикинефтей (или их смесей), включая температуру застывания, вязкость для условийперекачки, упругость паров и плотность;

- перечень пунктов сброса нефтей с указанием объемовсброса по годам (по этапам) и по сортам;

- условия поставки и приема;

- коэффициент неравномерности перекачки;

- требования по организации управления нефтепроводами;

- необходимость обратной перекачки.

5.1.4 Для обеспечения заданной производительностимагистрального нефтепровода должно предусматриваться развитие его по очередямза счет увеличения числа насосных станций. В отдельных случаях допускаетсясооружение лупингов или вставок при их технико-экономическом обосновании.Допускается проектирование магистрального нефтепровода с последующимстроительством второй нитки в следующих случаях:

- заданная производительность не обеспечивается однойниткой;

- увеличение производительности нефтепровода допределов, указанных в задании на проектирование, намечается в сроки,превышающие 8 лет;

- упругость паров нефти, поступающей в резервуарныепарки, при заданной производительности за счет тепловыделения в нефтепроводепревышает 66,5 кПа (500 мм рт. ст.).

5.1.5 Диаметр и толщины стенок труб магистральногонефтепровода должны определяться на основании технико-экономических расчетов.Для предварительных расчетов при выборе параметров магистральных нефтепроводовследует руководствоваться данными, 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 Основные параметры нефтепровода определяются,исходя из обеспечения производительности нефтепровода при расчетных значенияхплотности и вязкости перекачиваемой нефти. Производительность нефтепроводаопределяется с учетом коэффициента неравномерности перекачки. Величину коэффициентанеравномерности перекачки следует принимать для:

- трубопроводов, идущих параллельно с другиминефтепроводами и образующими систему - 1,05;

- однониточных нефтепроводов, подающих нефть отпунктов добычи к системе трубопроводов - 1,10;

- однониточных нефтепроводов, по которым нефть отсистемы нефтепроводов подается к нефтеперерабатывающему заводу, а такжеоднониточных нефтепроводов, соединяющих систему - 1,07.

Суточная пропускная способность нефтепроводаопределяется, исходя из характеристик устанавливаемого оборудования, несущейспособности трубопровода, закладываемого в проекте максимального режимаперекачки с учётом действующих ограничений (часы максимума и т.п.).

5.1.7 Расчетные вязкость иплотность нефти должны приниматься при минимальной температуре нефти с учетомтепловыделения в нефтепроводе, обусловленного трением потока и теплоотдачи вгрунт, при минимальной температуре грунта на глубине оси трубопровода.

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.

5.1.9 Последовательнуюперекачку нефти разного сорта следует предусматривать прямым контактом или сприменением разделителей в зависимости от допустимого объема образующейсясмеси.

5.1.10 Объем смеси,образующейся в трубопроводе при последовательной перекачке нефти разного сорта,определяется расчетом.

5.1.11 При последовательнойперекачке на НПС с емкостью и на наливных станциях магистральных нефтепроводовдолжны предусматриваться приборы для контроля состава 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 Фонды времени и режим работы

5.2.1 Режим работымагистральных 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.

6 Линейная часть

6.1 Линейная частьмагистральных нефтепроводов проектируется в соответствии со СНиП 2.05.06.

6.2 Расчетную толщину стеноктрубопровода следует определять в соответствии с расчетной эпюрой давлений сучетом категории участка.

Расчетная эпюра давленийдолжна определяться по эксплуатационным участкам нефтепровода между соседними станциямис емкостью. При I категории электроснабжения промежуточных НПС эпюрадавлений 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 категорию электроснабжения. Построение эпюры давленийдолжно производиться с учетом этапов развития нефтепровода. При этом во всехслучаях эпюра давлений должна строиться с учетом возможности отключения любойНПС.

При автоматическом перекрытии линейной части на водныхпереходах в случае аварийного отключения нефтепровода, производимого безпредварительного отключения магистральных насосов, эпюра давлений должна бытьрасчетной с учетом гидроудара. При этом установка ССВД для защиты данногоучастка не требуется.

6.3 Определение категорий участков нефтепроводапроизводится по СНиП2.05.06.

6.4 Расчет трубопровода на прочность и устойчивостьвыполняется по разделу 8 СНиП2.05.06.

6.5 Трубы для магистральных нефтепроводов должныприменяться в соответствии с «Инструкцией по применению стальных труб в газовойи нефтяной промышленности» и СП34-101.

6.6 Для линейной части магистральных нефтепроводовдолжны применяться изоляционные материалы, гарантирующие безаварийную работунефтепровода (по причине внешней коррозии) в течение всего срока эксплуатации.

Для этого должны применяться трубы с заводской(базовой) изоляцией, а также мастичные покрытия усиленного типа, наносимые втрассовых условиях.

Изоляционные материалы должны соответствовать ГОСТР 51164, ведомственным регламентирующим документам.

6.7 Запорную арматуру на трассе нефтепровода следуетустанавливать в зависимости от рельефа местности и в соответствии стребованиями СНиП 2.05.06.

Кроме того, необходимо предусмотреть установкузапорной арматуры на подводных переходах через водные преграды шириной более 10м по зеркалу воды в межень и глубиной более 1,5 м.

При расстановке запорной арматуры критерием являетсяминимум приведенных затрат на сооружение, техническое обслуживание, ремонтзапорной арматуры и ликвидацию разливов нефти в случае возможных аварий,включая ущерб окружающей среде.

Установка запорной арматуры должна обеспечивать доступк фланцевым соединениям корпуса и сальниковым устройствам и соединяться струбопроводом на сварке.

6.8 Линейная запорная арматура на трассе нефтепроводадолжна быть равнопроходной, иметь привод и устройства системы управления,обеспечивающие возможность ручного, местного и дистанционного управления.

С обеих сторон запорной арматуры должна бытьпредусмотрена установка манометров класса точности не ниже 1. За запорнойарматурой по потоку нефти должна быть предусмотрена установка сигнализаторапрохождения СОД.

6.9 Для многониточных подводных переходов должна бытьодна общая резервная нитка на два нефтепровода одного направления при условии,что диаметр и толщина стенки трубы на резервной нитке обеспечивают перекачкупри максимальной заданной производительности и рабочем давлении.

6.10 На магистральных нефтепроводах должныпредусматриваться узлы пуска-приема СОД, которые следует использовать также дляприема и пуска разделителей при последовательной перекачке.

Узлы пуска-приема СОД следует устанавливать на НПС сучетом максимального развития нефтепровода с расстоянием между ними не более280 км. Узлы пуска-приема СОД должны предусматриваться также на лупингах иотводах протяженностью более 3 км и резервных нитках подводных переходовнезависимо от их протяженности.

6.11 Схемы узлов пуска-приема СОД в зависимости от ихрасположения на нефтепроводе должны обеспечивать различные вариантытехнологических операций: прием и пуск, только пуск или только прием СОД.

НПС, на которых не предусматривается пуск и прием СОД,должны иметь узлы пропуска СОД, обвязка которых позволяет осуществлять пропускСОД как с остановкой, так и без остановки НПС.

6.12 В состав узла пуска-приема СОД должны входить:

- камеры приема и пуска СОД;

- трубопроводы, арматура и соединительные детали;

- емкость для дренажа нефтииз камер приема и пуска;

- погружной насос откачкинефти из емкости;

- механизм для извлечения,перемещения и запасовки СОД;

- сигнализаторы прохожденияСОД;

- приборы контроля давления.

6.13 На криволинейныхучастках нефтепровода радиус изгиба должен быть не менее пяти диаметровтрубопровода из условия прохождения диагностических приборов и средств очистки.Местное уменьшение внутреннего диаметра нефтепровода, обусловленное наличиемзапорной арматуры, фасонных деталей, неровностей не должно превышать 3 % отвнутреннего диаметра нефтепровода.

6.14 Допускается работанефтепровода с неполным сечением. При значительном перепаде высот на обратныхсклонах на магистральных нефтепроводах должны предусматриваться станции защиты(и регулирования в случае необходимости) для предотвращения повышения давленияв трубопроводе выше несущей способности трубы.

6.15 Для выполненияпланового обслуживания трасс магистральных нефтепроводов предусматривается ЛЭСс расположением на ЛПДС (НПС), которая эксплуатирует участок нефтепровода.

Одна ЛЭС обслуживает вобычных условиях участок трассы нефтепровода протяженностью 200 - 250 км, а врайонах с участками трассы, проходящими по труднодоступным местам (по болотам,в горной местности) 80 - 100 км.

Размещение и техническоеоснащение пунктов по восстановлению трубопровода и ликвидации разлива нефти приаварии на подводных переходах магистрального нефтепровода должносоответствовать действующим руководящим документам.

Техническое обслуживание инаблюдение за магистральными нефтепроводами и сооружениями на трассе должнопредусматриваться с использованием существующих, а при их отсутствии,проектируемых подъездных дорог и вдольтрассовых проездов, не исключаяиспользование высокопроходимой техники и воздушного транспорта.

6.16 У каждой НПС, узловпуска-приема СОД и линейных задвижек следует предусматривать устройствовертолетных площадок. При наличии развитой дорожной сети и возможности подъездак запорной арматуре во все времена года вертолетные площадки возле неедопускается не предусматривать.

6.17 В севернойклиматической зоне для временного размещения аварийно-восстановительных службна трассе должны быть предусмотрены пункты обогрева, располагаемые с интервалом30 - 40 км у мест установки линейных задвижек.

Для остальных регионовнеобходимость сооружения пунктов обогрева и их месторасположение должны бытьопределены в задании на проектирование.

Постоянное проживаниеобслуживающего персонала в пунктах обогрева не предусматривается.

6.18 Ежедневный осмотрподводных переходов, выполненных обычным способом (траншейным) и прилегающихучастков трасс магистральных нефтепроводов, обеспечивается обходчиками,размещаемыми в усадьбах линейных обходчиков (жилом доме с надворнымипостройками).

Дом обходчика должен бытьобеспечен связью с оператором НПС.

6.19 На подводных переходахнефтепроводов категории В (двухниточных и однониточных) необходимопредусматривать причал для катера, пункты хранения технических средств поулавливанию и сбору нефти с водной поверхности, очистке берегов ирекультивации, совмещенные с усадьбой линейного обходчика.

6.20 Для магистральногонефтепровода должен быть предусмотрен аварийный запас труб суммарной длиной 0,1% от протяженности нефтепровода. Складирование аварийного запаса следуетпредусматривать на НПС.

6.21 В целях обеспечениясохранности, создания безопасных условий эксплуатации, предотвращениянесчастных случаев и исключения возможности повреждения нефтепроводовустанавливается охранная зона в соответствии с «Правилами охраны магистральныхтрубопроводов».

Проектом должна бытьпредусмотрена установка на местности опознавательных знаков нефтепровода,сигнальных знаков и постоянных реперов в местах пересечения магистральногонефтепровода с водными преградами, знаков «Остановка запрещена» в местахпересечения с автодорогами и предупредительных знаков в соответствии с«Правилами охраны магистральных трубопроводов» и «Правилами техническойэксплуатации магистральных нефтепроводов».

6.22 Строительство илиреконструкцию подводных переходов следует выполнять траншейным методом,способом наклонно-направленного бурения (ННБ) или микротоннелирования.

Выбор способа определяетсяна стадии ТЭО (проект) с учетом геолого-топографических условий сооруженияпереходов.

7 Технологическая часть

7.1 Нефтеперекачивающие и наливные станции

7.1.1 Нефтеперекачивающиестанции магистрального нефтепровода подразделяются на головные и промежуточные.

Головная НПС - этонефтеперекачивающая станция, расположенная в начале нефтепровода и работающаятолько по схеме «через емкость», или «с подключенной емкостью» с возможностьюработы, в случае необходимости, по схеме «из насоса в насос» с учетом п. 7.1.28.

В состав технологическихсооружений головной перекачивающей станции входят: резервуарный парк, подпорнаянасосная, узел учета, магистральная насосная, узел регулирования давления,фильтры-грязеуловители, узлы с предохранительными устройствами, а такжетехнологические трубопроводы.

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

Состав технологическихсооружений промежуточных НПС с емкостью аналогичен головной перекачивающейстанции.

7.1.2 Наливные станциипредназначаются для приема нефти из магистрального трубопровода в емкость иналива нефти в железнодорожныевагоны-цистерны.

Проектирование наливных станций должно производитьсяпо нормам технологического проектирования предприятий по обеспечениюнефтепродуктами (нефтебаз) ВНТП-5.

7.1.3 На магистральных нефтепроводах большойпротяженности должна предусматриваться организация эксплуатационных участковпротяженностью от 400 до 600 км, обеспечивающих независимую работу нефтеперекачивающихстанций по схеме «из насоса в насос» без использования емкости.

7.1.4 Расстановка НПС должна производиться с учетомравномерного распределения давления по всем насосным станциям нефтепровода.

7.1.5 НПС должны размещаться после перехода нефтепроводомбольших рек на площадках с благоприятными топогеологическими условиями, а такжевозможно ближе к населённым пунктам, железным и шоссейным дорогам, источникамэлектроснабжения и водоснабжения.

7.1.6 Головные НПС предусматривается располагать наплощадках центральных пунктов подготовки нефти, вблизи резервуарных парков сиспользованием существующих систем энергоснабжения, водоснабжения, канализациии других вспомогательных сооружений, если это не противоречит специальнымнормам. При параллельной прокладке нефтепроводов проектируемые площадки НПСсовмещаются с площадками действующего нефтепровода.

7.1.7 Подключение нефтепроводов к магистральнымнефтепроводам должно выполняться только на НПС по следующим схемам:

- на НПС с емкостью с подачей нефти от объектовнефтедобычи в резервуарный парк;

- на промежуточной НПС без емкости с подкачкой нефтиот объектов нефтедобычи на прием магистральной насосной.

7.1.8 Решение по выбору точки подключения в каждомконкретном случае принимается, исходя из условий обеспечения безопасной работы,возможности приема в магистральный нефтепровод запрашиваемых объемов подкачкинефти и технических условий на подключение.

7.1.9 Все НПС на участках магистрального нефтепроводас одной и той же пропускной способностью оснащаются однотипным оборудованием.

7.1.10 Для перекачки нефтей по магистральнымнефтепроводам может использоваться как последовательная, так и параллельнаясхема включения насосов МН.

При работе НПС в горных условиях необходимо применятьпараллельную схему включения насосов. Считать, что НПС работает в горныхусловиях, если при ее отключении происходит остановка потока.

7.1.11 В случае, если расчётная подача может бытьобеспечена насосами с роторами на различную подачу, то должен выбираться роторна меньшую подачу.

На период эксплуатации магистральных нефтепроводов досооружения всех НПС проектом должны предусматриваться сменные роторы длямагистральных насосов.

7.1.12 Напор центробежных насосов должен приниматься всоответствии с требуемым давлением на НПС для обеспечения заданнойпроизводительности нефтепровода.

7.1.13 Число рабочих центробежных насосов в каждой МНдолжно определяться исходя из расчётного рабочего давления насосной,характеристики насоса, характеристик перекачиваемых нефтей, режима перекачки ибыть не более трех.

7.1.14 На каждую группу рабочих насосов МН необходимопредусматривать установку одного резервного насоса.

7.1.15 Работа всех НПС по схеме «из насоса в насос»без использования емкости должна предусматриваться в пределах эксплуатационныхучастков нефтепровода.

7.1.16 При расчетах приемных нефтепроводов должнапроизводиться проверка неразрывности струи с учетом упругости паров примаксимальной температуре перекачиваемой нефти. Расчет производится поведомственным руководящим документам.

7.1.17 На НПС с ёмкостью для подачи перекачиваемойнефти к основным насосам, если они не располагают необходимым кавитационнымзапасом, должна быть предусмотрена установка подпорных насосов. Установканасосов в заглубленном помещении не допускается.

В группе до четырех подпорных насосов необходимоустанавливать один резервный.

На выходных линиях подпорных насосов до магистральныхнасосов должны устанавливаться арматура и оборудование, рассчитанные надавление не ниже 2,5 МПа (25 кгс/см2).

7.1.18 На НПС с ёмкостью должна предусматриватьсяустановка узлов с предохранительными устройствами и автоматически открывающаясязадвижка для защиты по давлению технологических трубопроводов резервуарногопарка.

Автоматически открывающаяся задвижка такжепредназначена для защиты от перелива нефти из резервуаров.

Один узел должен устанавливаться на приёмныхтрубопроводах резервуарного парка, а второй между подпорной и магистральнойнасосными, а при наличии узла учёта - между подпорной насосной и узлом учётанефти. Число рабочих устройств для первого узла рассчитывается на максимальныйрасход нефти, а для второго узла на 70 % от максимального расхода. На каждомузле следует предусматривать не менее 30 % резервных предохранительныхустройств от числа рабочих.

До и после каждого предохранительного устройстваследует устанавливать отключающие задвижки с ручным приводом. При эксплуатацииэти задвижки должны быть опломбированы в открытом положении.

Трубопроводы после предохранительных устройств должныбыть уложены с уклоном не менее 0,002 в сторону зачистного насоса.

7.1.19 Для опорожнения технологических трубопроводов иоборудования должны предусматриваться самотечные дренажные трубопроводы сосбросом нефти в заглубленные емкости. Дренажные трубопроводы прокладываются суклоном не менее 0,002.

7.1.20 На участке трубопровода после МН до узларегулирования должен быть установлен быстродействующий обратный клапан (бездемпфера).

7.1.21 Для поддержания заданных величин давлений(минимального на входе и максимального на выходе МН) предусматриваетсярегулирование давления методом дросселирования, или, при соответствующемобосновании, применением гидромуфт или электропривода с регулируемым числомоборотов.

Узел регулирования должен состоять не менее чем издвух регулирующих устройств. Схема узла регулирования должна обеспечиватьравномерное распределение потока и предусматривать прямые участки до и послерегулирующих устройств длиной не менее 5 диаметров.

Выбор параметров регулирующих устройств долженосуществляться с учётом обеспечения регулирования при отключении одногоиз регулирующих устройств и перепада давления при отсутствии регулирования,равного 2030 кПа при двух работающих устройствах. Максимальный перепадпринимается равным полному напору одного магистрального насоса при подаче,равной пропускной способности нефтепровода.

7.1.22 В соответствии со СНиП 2.05.06 на промежуточных НПСмагистральных нефтепроводов диаметром 720 мм и выше должны предусматриватьсяССВД. Применение ССВД на нефтепроводах меньшего диаметра обосновываетсярасчётами.

7.1.23 При появлении волн давления ССВД должнаобеспечивать сброс части потока нефти из приёмной линии МН врезервуары-сборники.

7.1.24 ССВД должна срабатыватьпри повышении давления в нефтепроводе на величину не более 0,3 МПа отустановившегося давления в нефтепроводе, происходящем со скоростью выше 0,3МПа/с. Дальнейшее повышение давления в зависимости от настройки ССВД должнопроисходить плавно со скоростью от 0,01 до 0,03 МПа/с. Начальная величина повышениядавления и скорость повышения давления ССВД должны настраиваться плавно илиступенями.

7.1.25 ССВД должна иметь не менее двух исполнительныхорганов. Характеристика исполнительных органов должна обеспечивать поддержаниепараметров, указанных в п. 7.1.24, при выходе из строя одного из них. ССВДдолжна быть предпочтительно прямого действия без внешних источников питания.

7.1.26 ССВД должна устанавливаться на байпасе приёмнойлинии НПС после фильтров-грязеуловителей с установкой двух задвижек сэлектроприводом, отключающих ССВД от приёмной линии НПС. Диаметр байпасноготрубопровода выбирается так, чтобы площадь сечения его была не менее половиныплощади сечения приемной линии.

7.1.27 До и после исполнительных органов ССВД должна предусматриваться установказадвижек с ручным приводом. Задвижки должны быть опломбированы в открытомположении.

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

для нефтепроводов диаметром1220 мм - 500 м3;

для нефтепроводов диаметром1020 мм - 400 м3;

для нефтепроводов диаметром820 мм - 200 м3;

для нефтепроводов диаметром720 мм и менее - 150 м3.

7.1.29 Технологическая схемаНПС с ёмкостью должна обеспечивать возможность работы по схеме «из насоса внасос», при этом необходимо предусматривать снижение максимального рабочегодавления на предыдущей НПС до безопасного уровня.

7.1.30 При последовательнойсхеме включения насосов МН технологическая схема НПС должна обеспечиватьвозможность параллельнопоследовательной работы НА с учётом наличия илиперспективы строительства параллельных нефтепроводов.

7.1.31 Отключаемые надземныеучастки трубопроводов НПС должны иметь защиту от повышения давления вследствиеколебания температуры.

7.1.32 Запорная арматура (задвижки,шаровые краны) и обратные клапаны с концами под приварку должны устанавливатьсяподземно; фланцевая - наземно.

7.1.33 Оборудование иарматура, устанавливаемые на открытом воздухе, без укрытия, должны применятьсяв климатическом исполнении, соответствующем микроклиматическому районуразмещения НПС по СНиП23-01.

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

7.1.35 Для привода насосовдолжны применяться электродвигатели в исполнении, обеспечивающем их установку всоответствии с категорией помещения (общий машинный зал с насосами, машинныйзал с противопожарной стенкой/перегородкой) или на открытых площадках.

7.1.36 На НПС с емкостьюпредусматриваются лаборатории для выполнения анализов перекачиваемой нефти.Лаборатория должна соответствовать требованиям, устанавливаемым РД 39-0144103-354. Типовое положение о лабораториипроизводящей анализы нефти при приемосдаточных операциях.

7.1.37 Классификацию взрывопожароопасных зон - см.Приложение В.

7.1.38 Проектирование причалов для слива-налива нефтивыполняется по «Нормам технологического проектирования предприятий пообеспечению нефтепродуктами (нефтебаз)» ВНТП-5.

7.2 Резервуарные парки

7.2.1 Суммарный полезный объем резервуарных парковнефтепровода распределяется следующим образом.

Головная нефтеперекачивающая станция магистральногонефтепровода должна располагать емкостью в размере от двухсуточной дотрехсуточной производительности нефтепровода.

На НПС с емкостью, расположенных на границеэксплуатационных участков, а также в месте перераспределения потока нефти междунефтепроводами должна предусматриваться резервуарная емкость в размере 0,3 -0,5 суточной производительности нефтепроводов. При выполнении приемо-сдаточныхопераций на НПС резервуарная емкость должна быть в пределах 1,0 - 1,5 суточнойпроизводительности нефтепровода.

7.2.2 При нескольких параллельных нефтепроводахсуммарный полезный размер резервуарной емкости должен определяться от суммысуточных производительностей каждого нефтепровода.

7.2.3 При последовательной перекачке нефтей объемрезервуарных парков каждой НПС с емкостью и конечного пункта определяется по«Нормам технологического проектирования для нефтепродуктопроводов» ВНТП-3.

7.2.4 Полезная емкость (объем) резервуарных парковопределяется по таблице 7.1 с учетом коэффициента полезной емкости,который равен отношению полезного объема резервуара к строительному номиналу.

Полезный объем резервуара определяется по нормативнымверхним и нижним уровням, рассчитываемым по времени, необходимому для выполненияоперативных действий.

7.2.5 Количество резервуаров на НПС должноопределяться с учетом ежегодного вывода в капитальный ремонт в соответствии сутвержденным нормативным коэффициентом 7 - 12 % емкости по строительномуноминалу с учетом единичной емкости резервуаров. Единичная емкость резервуароввыбирается из расчета установки не менее двух однотипных резервуаров на НПС, ав случае проведения приемо-сдаточных операций по резервуарам - не менее треходнотипных 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 целях защиты резервуаров от перелива и защитытехнологических трубопроводов и арматуры от превышения давления в составерезервуарного парка необходимо дополнительно предусматривать резервуарнуюемкость в объеме 2-х часовой производительности нефтепровода. Проектом долженпредусматриваться сброс нефти по специальному трубопроводу от предохранительныхустройств в резервуарный парк (не менее 2-х резервуаров) или в 2 отдельныхрезервуара. Для обеспечения надежной работы предохранительного устройствадолжны быть предусмотрены средства зачистки трубопровода сброса.

7.2.7 Для сокращения потерь нефти должны применятьсярезервуары с плавающими крышами или с понтонами (применение других типов резервуаровтребует выполнения технико-экономического обоснования).

7.2.8 Подогрев нефти, в случае необходимости, долженпроизводиться с применением рециркуляционных систем с подогревом втеплообменных аппаратах или в печах.

7.2.9 При транспорте нефти, требующей подогрев, проектом определяетсянеобходимость применения и тип тепловой изоляции резервуаров и трубопроводов изнесгораемых материалов.

7.2.10 Оборудованиерезервуаров должно обеспечивать технологические операции по заполнению ихнефтью и опорожнению, защиту от повышения и понижения давления в газовомпространстве, защиту от распространения пожара, тушение пожара. Переченьоборудования для различных типов резервуаров определен «Правилами техническойэксплуатации 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 В резервуарах длянефти в целях предотвращения образования и удаления донных отложений должныустанавливаться системы размыва парафина с пригруженными соплами дляжелезобетонных резервуаров и винтовые перемешивающие устройства для стальных.Для размыва парафина в железобетонных резервуарах следует предусматриватьподачу нефти, как из магистрального нефтепровода, так и от насосных агрегатов свозможностью одновременной откачки нефти из резервуара.

7.2.12 Схемы технологическихтрубопроводов резервуарных парков должны обеспечивать опорожнение резервуаров,коллекторов резервуарного парка и подпорной насосной с помощью подпорных илизачистных насосов, а также предусматривать проектные решения, исключающиепопадание газовоздушных пробок из подводящих трубопроводов в резервуары,оснащенные плавающими крышами или понтонами.

7.2.13 Внутри обвалования группырезервуаров допускается прокладка технологических трубопроводов, обслуживающихрезервуары данной группы. Не допускается транзитная прокладка трубопроводовчерез соседние обвалования группы резервуаров. Устройство фланцевых соединенийтехнологических трубопроводов и размещение задвижек в пределах обвалования (заисключением коренных) не допускается.

7.2.14 Конструктивные решения по ограждению каререзервуарных парков определяются технико-экономическим расчетом.

7.3 Технологические трубопроводы

7.3.1 Коллектор магистральной насосной от входапервого насоса до узла регулирования должен рассчитываться на давление,превышающее рабочее давление в магистральном нефтепроводе на 1,0 - 1,5 МПа.

7.3.2 Необходимость установки переходников с одногодиаметра на другой при подключении НА определяется гидравлическим расчетом итехническими условиями завода изготовителя.

7.3.3 На территории НПС, в том числе на территориирезервуарного парка, прокладка нефтепроводов должна быть подземной.Трубопроводы, подлежащие опорожнению, должны укладываться с уклоном не менее0,002.

Скорости движения нефти в трубопроводах должнысоставлять:

во всасывающих и самотечныхтрубопроводах           0,5 - 1,5 м/с;

в нагнетательных трубопроводах                                  0,5 - 7,0 м/с.

7.3.4 При параллельной прокладке магистральногонефтепровода с действующими магистральными нефтепроводами следуетпредусматривать соединительные (блокировочные) трубопроводы в устройствахприема и пуска (или пропуска) средств очистки и диагностики (СОД).

7.3.5 На трубопроводы от узлов пуска-приема СОД домагистральной насосной, а также от подпорной до магистральной насоснойраспространяются нормы проектирования магистральных трубопроводов (СНиП 2.05.06, СНиП III-42), наостальные - нормы проектирования технологических трубопроводов (СНиП3.05.05, СН527, ВНТП-5).

7.3.6 Установка запорной арматуры должна обеспечиватьдоступ для обслуживания фланцевых соединений и сальниковых устройств.

Соединение запорной арматуры с технологическимитрубопроводами должно быть на сварке.

8 Автоматизация, телемеханизация и автоматизированныесистемы управления

8.1 Системы управления

8.1.1 При проектировании магистральных нефтепроводовили отдельных объектов на магистральных нефтепроводах должно предусматриватьсяих оснащение средствами автоматики, телемеханики и создание автоматизированныхсистем управления нефтепроводами (АСУ ТП).

8.1.2 Основными целями создания АСУ ТП являются:

- обеспечение транспортирования нефти с заданнойпроизводительностью при минимальных эксплуатационных затратах;

- повышение надежности работы нефтепроводноготранспорта и предотвращение аварийных ситуаций;

- сокращение потерь нефти при транспортировании ихранении;

- обеспечение качества поставляемых нефтей;

- осуществление оперативного учета материальных иэнергетических ресурсов и затрат;

- сокращение (до минимума) времени и объемаобслуживания и ремонта нефтепровода.

8.1.3 Технологическим объектом управления для АСУ ТПможет являться НПС, один или несколько отдельных нефтепроводов, или ихэксплуатационных участков независимо от административного подчинения.

8.1.4 С целью повышения уровня эксплуатации, улучшенияиспользования оборудования и ресурсов при определении организационной структурыАСУ ТП следует совмещать управление несколькими объектами в общем районномдиспетчерском пункте (РДП). С учетом устойчивой работы линии связи иэкономических соображений должно предусматриваться создание крупных РДП, вплотьдо объединения всех НПС и линейной части в пределах территориального управленияпод контролем территориального диспетчерского пункта (ТДП).

8.1.5 Контроль и управление каждой насосной должныосуществляться централизованно. При размещении на одной площадке несколькихнасосных в операторной одной из них следует предусматривать создание местногодиспетчерского пункта (МДП) для дистанционного контроля и управления всеминасосными на этой площадке. На НПС с емкостями в МДП сосредотачивается такжеуправление резервуарным парком, подпорной насосной, узлами учета и т.д.

8.1.6 Объемы автоматизации и состав средств в системахлокальной автоматики НПС должны обеспечивать работу сооружений НПС бездежурного персонала при управлении средствами телемеханики, а также контроль иуправление дежурным оператором при неисправности или отсутствии средствтелемеханики.

8.1.7 Резервуарные парки должны быть оборудованысредствами местного и дистанционного измерения уровня в резервуарах, управлениязадвижками, участвующими в основных технологических операциях, а так жесистемой автоматической защиты от перелива резервуаров и повышения давления вподводящих трубопроводах.

8.1.8 В состав комплекса технических средств АСУ ТПвходят:

- вычислительный комплекс совместно с устройствамисбора, представления и регистрации информации;

- средства телемеханизации насосных станций и линейныхсооружений;

- системы локальной автоматики нефтеперекачивающихстанций, линейной части, пунктов приема и сдачи нефти;

- системы измерения (учета) количества и качестванефти, электроэнергии;

- аппаратура передачи данных.

8.1.9 Технические характеристики автоматизированныхсистем управления (быстродействие, надежность, точность выполнения функций ит.п.) принимаются в соответствии с требованиями на создание Единойавтоматизированной системы управления (ЕАСУ).

8.1.10 Проектирование систем автоматики, телемеханикидолжно выполняться на базе микропроцессорных средств с учетом создания единыхсетевых структур.

8.1.11 Все программно-логические контроллеры,применяемые в локальных системах автоматики должны иметь возможность передаватьинформацию в технологическую сеть ПЛК НПС (ЛПДС). Все ПЛК должнысоответствовать требованиям рекомендаций МЭК (IEC) 61131-1. Программирование ПЛК должно осуществлятьсяв соответствии с требованиями МЭК (IEC)61131-3.

В микропроцессорных системах автоматикипредусматривается использование аварийного контроллера или блока ручногоуправления для реализации функций общестанционных защит и аварийной остановкиНПС.

8.1.12 Для обеспечения обмена информацией междуотдельными системами локальной автоматики использовать протоколы:

- Modbus для связис вторичными блоками измерительных приборов;

- Modbus + длясвязи ПЛК различных систем локальной автоматики;

- протокол в соответствии с требованиями МЭК (IEC) 61158-4 для связи ПЛК различных систем локальнойавтоматики и передачи данных от интеллектуальных датчиков в ПЛК;

- канальный протокол Ethernet, транспортный TCP/IP для связи АРМ (систем верхнегоуровня) локальных систем автоматики в локальную сеть МДП. При этом ЛВС МДП, всостав которой входят технические средства систем локальной автоматики должнабыть организована отдельно от ЛВС НПС (ЛПДС), РУМН, ТДП, используемой для задачАСУП.

8.1.13 Построение систем автоматики должнопредусматривать модульность построения, обеспечивающую создание распределенныхсистем и возможность поэтапного внедрения средств автоматизации.

8.1.14 Параметры автоматизации и требования ксредствам автоматизации отдельных объектов (насосные, резервуарные парки, узлыучета, системы энергоснабжения, вспомогательные системы) определяются поведомственным нормативным документам.

8.2 Автоматическая защита

8.2.1 Магистральная насосная

8.2.1.1 Каждая МН должна иметьавтоматические защиты, действующие на отключение всех насосных агрегатов припоявлении следующих событий и ситуаций:

- снижение давления на входе НПС ниже минимальногозначения;

- повышение давления в коллекторе МН перед узломрегулирования (или перед узлом подогрева нефти, узлом учета нефти и т.п.) вышемаксимального значения;

- повышение давления на выходе НПС после узларегулирования (или другого технологического объекта трубопровода до линейнойчасти) выше максимального значения;

- загазованность максимум до 40 % нижнегоконцентрационного предела воспламенения (НКПВ) в помещениях МН и регуляторовдавления, на установках подогрева нефти, в помещении маслосистемы и другихпроизводственных помещениях, относящихся к классу взрывоопасных зон В-1а;

- пожар в помещениях ПН и МН и регуляторов давления,на установках подогрева нефти, в помещении маслосистемы и в помещенииэлектродвигателей (в насосных с разделительной стенкой);

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

- достижение максимального уровня нефти в сборникеутечек и сброса ударной волны;

- минимальное давление в камерах беспромвальнойустановки.

8.2.1.2 Магистральные насосные агрегаты должны иметьустройства автоматической защиты, обеспечивающие контроль параметров работыагрегата в соответствии с технической документацией заводов-изготовителейагрегата и РД153-39ТН-008 и отключение этого агрегата при возникновении неисправностиили аварийной ситуации.

8.2.1.3 Для местного контроля давления на входе ивыходе магистральных насосов устанавливаются манометры с погрешностью измеренияне выше класса 1,0. У последнего по потоку нефти магистрального агрегатаманометр устанавливается только на входе. Для насосов вспомогательных системустанавливаются манометры класса 2,5.

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

8.2.1.5 Уставка защит по максимальным давлениям недолжна превышать более чем на 10 % рабочее давление в магистральномнефтепроводе, принятое при расчете на прочность нефтепровода по СНиП 2.05.06.

8.2.1.6 Уставка защиты по минимальному давлению навходе НПС должна быть выше 85 % от величины кавитационного запаса насоса.

8.2.1.7 Срабатывание защит позагазованности, пожару, по затоплению и по максимальному уровню нефти всборнике утечек и сброса ударной волны должно сопровождаться автоматическимотключением магистральных агрегатов, автоматическим закрытием задвижекподключения 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 выходнойзадвижки НПС. При пожаре дополнительно автоматически отключаются системывентиляции в защищаемом помещении.

8.2.1.8 В защищаемых помещениях при пожаре следуетпредусматривать автоматическое отключение электродвигателей вспомогательныхсистем и других активных электроприемников (кроме аварийного освещения).

8.2.1.9 Срабатывание защиты по загазованности должносопровождаться автоматическим включением всех имеющихся систем вентиляцииданного помещения.

8.2.1.10 Срабатывание всех защит,перечисленных в п. 8.2.1.1, должно сопровождаться автоматической световой извуковой сигнализацией в месте постоянного пребывания дежурногоэксплуатационного персонала.

Действие защит по пожару и загазованности должно такжесопровождаться автоматическим звуковым сигналом оповещения по территории исветовыми сигналами в соответствующем помещении. При отсутствии постоянногоперсонала в этом помещении световые сигналы должны располагаться перед входом впомещение. В помещениях насосных агрегатов световые и звуковые сигналыустанавливаются снаружи и внутри помещения.

8.2.1.11 Вблизи всех эвакуационных выходов изпомещения с насосными агрегатами снаружи (в безопасных и доступных местах)должны быть установлены кнопки «Стоп» для аварийного отключения насосной попожару.

8.2.1.12 Во всех закрытых помещениях с взрывоопаснымизонами должны быть предусмотрены сигнализаторы довзрывоопасных концентрацийгорючих газов и паров (газосигнализаторы).

Установку газосигнализаторов следует выполнять всоответствии с РД БТ 39-07191-003.

8.2.2 Подпорная насосная

8.2.2.1 Подпорные насосные агрегаты должны иметьустройства автоматической защиты, обеспечивающие контроль работы агрегатов и ихотключение в соответствии с технической документацией заводов-изготовителейагрегатов (насосов и электродвигателей) и РД153-39ТН-008.

8.2.2.2 ПН при размещении в помещении должна иметьавтоматические защиты, действующие на отключение насосных агрегатов по пожару,загазованности и затоплению аналогично МН (см. п. 8.2.1.7).

8.3 Резервуарные парки

8.3.1 В резервуарных парках следует предусматривать:

- автоматическую защиту от перелива резервуаров и отпревышения давления на подводящих трубопроводах;

- автоматическую пожарную сигнализацию и автоматизациюпожаротушения в соответствии со СНиП 2.11.03,ВНПБ 01-02-01.

С учетом требований по автоматизации предусматриваетсядистанционная система измерения уровня нефти в резервуарах, измерение среднейтемпературы нефти, измерение уровня подтоварной воды.

8.3.2 Автоматическая защита от перелива должнаобеспечивать закрытие задвижек на линиях подачи нефти в резервуар придостижении в нем максимального уровня нефти и открытие задвижки на линии сбросав аварийный резервуар. Настройка максимального уровня производится ниже уровня(аварийного), допускаемого несущей способностью резервуара, на величину,соответствующую количеству нефти, которое может поступить в резервуар за времязакрытия задвижки налива, а также с учетом температурного расширения нефти.

Допустимый уровень (аварийный) по конструкциирезервуара определяется:

- для резервуаров со стационарной крышей или состационарной крышей и понтоном с пеногенераторами, встроенными в стенкурезервуара, - нижним краем пеногенератора минус 0,3 м;

- для резервуаров со стационарной крышей приподслойном пожаротушении - отметкой верха стенки резервуара минус 0,3 м;

- для резервуаров со стационарной крышей и понтономпри подслойном пожаротушении нижней образующей верхнего ввода пенопровода минус0,3 м;

- для резервуаров с плавающей крышей отметкой верхастенки резервуара минус 0,3 м.

8.3.3 Для автоматической защиты от перелива должениспользоваться отдельный датчик максимального уровня, не связанный сизмерителем уровня оперативного контроля.

8.4 Автоматическая система пожаротушения

8.4.1 Общие требования.

8.4.1.1 При проектировании систем автоматизациипожаротушения кроме настоящих норм следует использовать следующие нормативныедокументы:

СНиП 2.04.09; СНиП2.11.03; ППБ-01; НПБ104; НПБ110; ВППБ 01-05; ПУЭ; ГОСТ Р 51330.13; РД153-39.4-087.

8.4.1.2 Автоматизация системы пожаротушения должнавключать:

- автоматическую селективную пожарную сигнализациюместа пожара;

- автоматическую световую и звуковую сигнализацию овозникновении пожара в соответствии с п. 8.2.1.10;

- автоматическое, дистанционное и местное управлениесистемой автоматического пожаротушения;

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

- автоматический контроль исправности системы пожарнойсигнализации и пожаротушения;

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

- автоматическое открытие задвижек системпожаротушения на горящий объект;

- автоматический запуск насосов подачи растворапенообразователя и систем охлаждения резервуаров;

- автоматический запуск резервных насосов системпожаротушения и водоорошения.

8.4.1.3 Селективная (избирательная) сигнализацияпожара и дистанционное управление системой автоматического пожаротушения должныпредусматриваться в МДП (или в операторной при отсутствии МДП) с дублированиемсигнализации о пожаре и срабатывании систем автоматического пожаротушения впожарном посту и в операторной (при наличии в нем постоянного дежурногоперсонала).

8.4.1.4 Для автоматического пожаротушения помещений свзрывоопасными зонами и технологических объектов должны применяться установки,использующие способы и средства пожаротушения, согласованные с ГУГПС МВД Россиии рекомендованные для применения в соответствующих помещениях.

8.4.1.5 Автоматизация пенного пожаротушения должнапредусматривать:

- автоматизацию заполнения пожарных насосов;автоматическое, дистанционное и местное включение насосов подачи воды ипенообразователя;

- автоматическое дозирование необходимого количествапенообразователя;

- автоматическое включение резервных насосов сэлектроприводом в случае отказа в работе рабочего насоса или невыхода его нарежим в течение установленного времени;

- автоматическое селективное открытие запорнойарматуры на линиях подачи пены к защищаемым объектам;

- местное управление устройствами компенсации утечкираствора пенообразователя из трубопроводов и сжатого воздуха из гидропневматическихемкостей;

- отключение автоматического пуска насосов;

- сигнализацию минимального давления в напорной сетираствора и пенообразователя;

- автоматический контроль исправности системы пожарнойсигнализации;

- автоматический контроль аварийного уровня воды итемпературы в резервуарах пожарного запаса и уровня пенообразователя в резервуарахдля пенообразователя;

- световую и звуковуюсигнализацию возникновения пожара, контроль исправности звуковой и световойсигнализации (по вызову);

- снятие звуковой сигнализации.

8.4.2 Датчики пожарной сигнализации (пожарные извещатели)

8.4.2.1 Для сигнализациипожара в нефтенасосных и резервуарах следует применять извещатели, реагирующиена тепло или инфракрасное излучение.

8.4.2.2 Пожарные извещателитеплового типа должны иметь температуру срабатывания, не менее чем на 20 °С превышающую максимальную температуруокружающего воздуха с учетом местного нагрева оборудования.

8.4.2.3 Запуск системыавтоматического пожаротушения должен осуществляться при срабатывании не менее двухпожарных извещателей.

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

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

8.4.3 Схемы автоматизации

8.4.3.1 Системаавтоматического пенного пожаротушения должна предусматривать селективноеуправление запорными устройствами на линиях подачи пены к защищаемым объектам.

8.4.3.2 Аппаратураавтоматического управления насосами пожаротушения и запорными устройствами напенопроводах может устанавливаться в операторной или в МДП НПС.

8.4.3.3 Включение системыавтоматического пожаротушения должно сигнализироваться в защищаемом помещенииодновременным световым и звуковым сигналами, устанавливаемыми в соответствии сп. 8.2.1.10.

8.4.3.4 Системапроизводственно-технического водоснабжения должна предусматриватьавтоматическую подачу воды в резервуарыпротивопожарного запаса при включении пожарных насосов, а также закрытиезадвижек на линиях подачи воды в систему производственно-техническоговодоснабжения при достижении уровня пожарного запаса в этих резервуарах.

8.4.3.5 Дистанционный контроль уровней и температурыводы в наземных резервуарах противопожарного запаса воды и растворапенообразователя может осуществляться сигнализацией предельных уровней воператорной (МДП).

8.4.3.6 В операторной (МДП) для систем пенногопожаротушения следует предусматривать световую и звуковую сигнализацию:

- положения задвижек на линиях подачи пены кзащищаемым помещениям;

- максимального и минимального давления в сети подачиводы при работе насосов пожаротушения;

- работы и неисправности насосов системыавтоматического пожаротушения;

- предельных уровней и температуры воды в резервуарахпротивопожарного запаса воды и раствора пенообразователя;

- отключения звуковой сигнализации о пожаре;

- отключения автоматической подачи пены внефтенасосную.

8.4.3.7 Звуковые сигналы о пожаре на месте (ревуны,сирены) могут быть общими с сигнализацией загазованности в помещениях илиустановках.

Световые сигналы о пожаре и загазованности взащищаемых помещениях должны быть раздельными.

9 Метрологическое обеспечение

9.1 Общие положения

9.1.1 Проектными организациями при проектированииобъектов магистральных нефтепроводов в составе проектной документации должныбыть разработаны материалы по:

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

- метрологическому обеспечению основного ивспомогательных производств;

- организации метрологической службы на проектируемомобъекте и ее оснащении.

Материалы по метрологическому обеспечению должны бытьвключены в состав общей пояснительной записки и рабочей документации.

Организация и проведение работ по метрологическомуобеспечению должны осуществляться проектной организацией при соблюдениидействующих государственных стандартов, правил и норм по обеспечению единстваизмерений.

9.1.2 Проектная документация подлежит обязательнойметрологической экспертизе. Метрологическую экспертизу проектов проводятметрологические службы, аккредитованные на право проведения метрологическойэкспертизы проектной документации в соответствии с правилами по метрологии ПР50.2.013.

9.1.3 Метрологической экспертизе подвергаетсяследующая документация:

- заявки на разработку технических заданий;

- проекты технических заданий, заданий напроектирование;

- материалы пояснительной записки и рабочейдокументации проекта;

- документы и проектные решения, используемые всоставе проекта (технические условия, программы и методики испытаний, эксплуатационныедокументы);

- другие виды документации, в том числе контрактныеусловия на закупку к данному проекту оборудования, технических и программныхсредств, соглашения в части вопросов обеспечения единства измерений приреализации проекта.

9.1.4 Применяемые в проектной документациинаименования и обозначения физических величин и их единиц должнысоответствовать международной системе единиц СИ, требованиями действующихстандартов (ГОСТ 8.417, ГОСТ 8.430).

9.1.5 Результаты метрологической экспертизы излагаютсяв экспертном заключении, вместе с которым рассмотренная проектная документациявозвращается разработчикам для внесения изменений.

9.1.6 Применяемые метрологические термины должнысоответствовать требованиям и рекомендациям стандартов и терминологическихсборников (РМГ 29).

9.1.7 Документация должна предъявляться наметрологическую экспертизу комплектно в соответствии с действующимиинструкциями и положениями, определяющими порядок оформления, учета, обращенияи хранения проектной документации и должна быть подписана разработчиками.

9.1.8 Решения по результатам метрологическойэкспертизы являются для разработчиков проекта обязательными.

9.2 Метрологическое обеспечение при проведении учетныхопераций и при использовании нефти на собственные нужды

9.2.1 Для обеспечения учета количества и качестванефти в системе магистральных нефтепроводов должны проектироваться узлы учетанефти (УУН).

9.2.2 В зависимости от выполняемых функций УУН делятсяна коммерческие и оперативные. Коммерческие УУН предназначены для измеренияколичества и показателей качества нефти при приемке в систему магистральныхнефтепроводов, сдаче НПЗ, на экспорт, на налив в морской и речной транспорт,налив в железнодорожные и автоцистерны. Оперативные УУН предназначены дляоперативного контроля движения нефти и могут являться резервными средствами длякоммерческих систем.

9.2.3 Погрешность измерений коммерческих и оперативныхУУН должна соответствовать требованиям ГОСТ 26976.

9.2.4 УУН предусматриваются в пунктах:

- приема от нефтедобывающих предприятий;

- приема и сдачи смежным предприятиям;

- приема и сдачи НПЗ, на экспорт, на налив в морской иречной транспорт, налив в железнодорожные и автоцистерны.

9.2.5 Все средства измерений, входящие в состав УУН,должны иметь сертификаты утверждения типа Госстандарта России.

9.2.6 При проектировании в состав УУН должнывключаться:

- блок измерительных линий;

- блок обработки информации;

- блок контроля качества нефти;

- метрологическое оборудование рабочие эталоны;

- узел регулирования давления и расхода;

- устройство гарантированного питания;

- аналитическая лаборатория.

9.2.7 На входе в УУН устанавливается блокфильтров-грязеуловителей для предварительной грубой очистки нефти.

9.2.8 На входе в измерительные линии должны бытьустановлены фильтры тонкой очистки нефти.

9.2.9 Число рабочих и резервных (не менее)измерительных линий коммерческого УУН должно определяться из условийобеспечения заданной точности измерения в диапазоне производительностинефтепровода с учетом экстремальных режимов перекачки. На наливных пунктах вморской и речной транспорт нефтеизмерительная система должна работать сзаданной точностью в пределах режимов погрузки нефти в танкеры.

9.2.10 Входной и выходной коллекторы должны иметьподключения с противоположных сторон.

9.2.11 Задвижки технологической обвязки (выходные и натрубопоршневую установку) должны иметь абсолютное закрытие с контролемгерметичности.

9.2.12 Технологическая схема и состав оборудования УУНдолжны соответствовать требованиям государственных стандартов, метрологическихнорм и правил, ведомственных нормативов по проектированию и эксплуатации УУН.

9.2.13 Системы измерений количества и показателейкачества нефти резервуарных (товарных) парков.

9.2.13.1 Товарные парки - группы технологическиобвязанных резервуаров, предназначенных в качестве резервной схемы дляизмерения количества и качества нефти при приеме в систему магистральныхнефтепроводов, сдаче НПЗ, на экспорт, на налив в морской и речной транспорт,налив в железнодорожные и авто цистерны, а также хранения, подготовки, смешения(компаудирования) нефти, принятой от грузоотправителей для транспортировки всистеме магистральных нефтепроводов.

9.2.13.2 Все резервуары должны иметь действующиеградуировочные таблицы и быть оборудованы автоматическими системами измерений.

9.2.13.3 Все средстваизмерений должны быть поверены и иметь соответствующие действующие сертификаты.

9.2.14 Испытательныехимико-аналитические лаборатории.

9.2.14.1 Для определенияфизико-химических показателей нефти все проектируемые объекты магистральныхнефтепроводов, на которых планируется проведение операций по приему-сдаче илиотпуску нефти, должны иметь в своем составе аккредитованные испытательныелаборатории.

9.2.14.2 Лаборатории должныбыть оснащены средствами измерений, лабораторными анализаторами с сертификатомоб утверждении типа Госстандарта РФ.

9.2.15 Системы для учетанефти на собственные нужды.

Проектом должны бытьопределены исходные данные о годовом расходовании нефти на собственные нужды(при необходимости с сезонной разбивкой), установлены нормативы расхода нефти.На основании данных должен быть произведен выбор метода и средств измерений.

9.2.15.1 При динамическомметоде измерений для учета нефти на потоке система должна быть оснащена:

- первичными измерительнымипреобразователями (расходомеры, массомеры);

- вторичной электроннойаппаратурой.

9.2.15.2 При статическомметоде измерений для учета нефти должны применяться системы измеренийколичества и показателей качества нефти в резервуарах.

9.2.16 Системы дляоперативного измерения на потоке и обеспечения информации обнаружения утечектранспортируемой нефти между НПС.

9.2.16.1 Требования к даннымсистемам по составу должны соответствовать пункту 9.2.1 в случае их примененияна границах магистральных нефтепроводов между двумя территориальнымиправлениями, а также на НПС, где происходит перераспределение грузопотоковмежду магистральными нефтепроводами, без оснащения эталонным оборудованием.

9.2.16.2 Для целей оперативногоконтроля транспортируемой нефти состав системы должен обеспечивать измерениеобъема, температуры и давления нефти с требуемой точностью.

9.3 Метрологическое обеспечение основного ивспомогательного производств

9.3.1 Измерительно-контролирующие иизмерительно-регулирующие системы основного производства. В состав системосновного производства входят:

- система измерений и контроля давления и температурыНПС и линейной части;

- системы измерений и контроля уровня вибрации НА;

- системы измерений и контроля взрывоопасныхконцентраций газов;

- система измерений и контроля температур НА;

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

- система приточно-вытяжной вентиляции помещений;

- система измерений и контроля давления систем пожаротушения;

- система измерений и регулирования расхода;

- система регулирования и перераспределения потоков.

Данные о типах и количествах средств измеренийуказанных систем с учетом нормативов обменного фонда должны быть учтены приразработке раздела по организации метрологической службы на проектируемомобъекте и ее оснащении.

9.3.2 В состав измерительно-контролирующих системвспомогательного производства входят:

- система измерений и учета электроэнергии;

- системы измерений и учета тепловой энергии и теплоносителя.

Проектом должны быть определены исходные данные огодовом расходовании энергоресурсов и энергоносителей, установлены нормативы ихрасхода по всему проектируемому объекту в целом и по отдельнымвнутрипроизводственным подразделениям. Должны быть разработаны схемыэнергоснабжения объекта и отдельных подразделений, для которых необходимкоммерческий учет расхода энергоресурсов и энергоносителей, а также участков,для которых необходим внутрипроизводственный учет. На основании данных долженбыть произведен выбор метода и средств измерений из номенклатурысертифицированных средств измерений, а также эталонное и ремонтное оборудованиедля оснащения ремонтно-поверочных лабораторий подразделений метрологическойслужбы.

В соответствии с Правилами эксплуатацииэлектроустановок потребителей создание подразделений метрологической службы дляпроведения поверки средств измерений и учета электроэнергии на каждомпредприятии потребителе энергоресурсов является обязательным.

При разработке данного раздела в проектнойдокументации следует также руководствоваться Правилами учета тепловой энергии итеплоносителей Минэнерго РФ, комплектом ГОСТ8.563.1, ГОСТ8.563.2, ГОСТ8.563.3, по измерению расхода и количества жидкостей и газов методомпеременного перепада давления.

9.3.3 Автозаправочные станции

Проектом должны быть определены исходные данные огодовом расходовании топлива на проектируемом объекте. Автозаправочные станции должныбыть оснащены:

- автоматическими заправочными колонками;

- средствами измерения уровня;

- градуированными подземными емкостями.

9.3.4 Подразделения метрологического обслуживаниясоздаются на обособленно размещаемых подразделениях основного и вспомогательногопроизводств с целью обеспечения единства измерений на этих предприятиях ивыполнения работ по:

- поверке и калибровке средств измерений;

- ремонту средств измерений;

- ведомственному контролю метрологическиххарактеристик средств измерений в рабочем режиме их эксплуатации вмежповерочном интервале.

Должен быть произведен выбор типа и количества средствизмерений, а также эталонное и ремонтное оборудование для оснащенияремонтно-поверочных лабораторий подразделений метрологической службы.

9.3.5 При проектировании баз производственногообслуживания (БПО, ЦБПО), подразделений технологического транспорта испецтехники, специализированных подразделений по предупреждению и ликвидацииаварий на магистральных нефтепроводах (АВП, АРП), объектов производственно-техническойсвязи, объектов подразделений подводно-технических работ следуетпредусматривать организацию подразделений метрологических служб и оснащение ихсредствами измерений, эталонами, стационарными и передвижнымиремонтно-поверочными лабораториями по номенклатуре выполняемых работ.

9.4 Организация метрологической службы на проектируемомобъекте и ее оснащение

9.4.1 Материалы проекта поорганизации метрологической службы на проектируемом объекте и ее оснащениидолжны быть разработаны в соответствии с Типовым положением о метрологическойслужбе государственных органов управления Российской Федерации и юридическихлиц ПР 50-732.

9.4.2 В зависимости отрасчетной потребности объекты проектирования должны оснащаться стационарнымиремонтно-поверочными метрологическими лабораториями и (или) передвижными(мобильными) ремонтно-поверочными метрологическими лабораториями.

9.4.3 Количествометрологических лабораторий должно определяться исходя из парка СИ напроектируемом объекте.

9.4.4 Лабораториикомплектуются необходимым метрологическим и ремонтным оборудованием. Выборметрологического оборудования производится в соответствии с методикой поверкина данный тип средств измерений и соответствующим разделом описания типасредства измерений.

9.4.5 Помещения поверочных(калибровочных) подразделений и их оборудование должны удовлетворятьтребованиям ГОСТ 8.395, МИ 670 и МИ 2284. Поверочные (калибровочные)подразделения размещают в специальном здании или помещениях (не выше 2-гоэтажа) вдали от объектов, создающих сильные магнитные и высокочастотные поля,источников вибрации и шума (с уровнем выше 90 дБ), радиопомех (машин,электросварочного оборудования и др.). Определение потребности в оборудовании ипомещениях метрологической службы должно быть основано на рекомендациях МИ 670 и МИ 646.

9.4.6 Исходя из состава парка средств измерений напроектируемом объекте, расчетных величин оснащения поверочным (калибровочным)оборудованием и эталонами, регламентов проведения технического обслуживания иремонтов средств измерений и оборудования ремонтных и поверочных(калибровочных) лабораторий, а также с учетом опыта эксплуатации средствизмерений на других объектах, в соответствии с РД 39-5-1227, в проекте долженбыть рассчитан обменный фонд средств измерений. Для расчета обменного фондадопускается использовать ранее разработанные нормативы, а также нормативыобменного фонда оборудования и норм расхода запасных частей и материалов натехническое обслуживание и капитальный ремонт СИКН, другие типовые нормы.

10 Электроустановки магистральных нефтепроводов

10.1 Категории электроприемников и обеспечениенадежности электроснабжения.

10.1.1 Категории основных электроприемников идопустимое время перерыва их электроснабжения приведены в таблице 10.1.

10.1.2 Для электроприемников особой группы I категории бесперебойность электроснабжения идопустимое время перерыва электроснабжения должны быть обеспечены вобязательном порядке, отнесение к этой группе других электроприемниковдопускается только в обоснованных случаях.

10.1.3 При определении категорий надежности особоевнимание следует уделить надежности электроснабжения электроприемников,предназначенных для обеспечения требуемых климатических условий внутриэлектрооборудования устанавливаемого вне помещений (электроподогрев в камерах,шкафах, антиконденсатный подогрев и т.п.) и в электропомещениях.

10.1.4 Выбор мощности основных источников питания припреобладании электроприемников I и II категории следует производить, исходя из того, чтопри выходе из строя одного из них, оставшийся в работе должен обеспечить работупитаемого участка магистрального нефтепровода без ущерба для его основнойдеятельности на время, необходимое для ввода в действие выбывшего. В данномрежиме следует определить возможность и (или) целесообразность автоматическогоили ручного отключения неответственных потребителей (при наличии).

Мощность аварийного (резервного) источника(источников) автономных источников питания определяется, исходя из надежногопитания электроприемников особой группы в рабочих и переходных режимах(например, пусковых) и поддержания инфраструктуры НПС или участка линейнойчасти магистрального нефтепровода на минимально допустимом уровне.

10.1.5 При определении объема резервирования ипропускной способности систем электроснабжения совпадение планового ремонтаэлементов электрооборудования и аварии в системе электроснабжения, иливозникновения двух аварий одновременно в системе электроснабжения следуетучитывать только в случаях питания электроприемников особой группы.

10.1.6 В случае применения дизельной электростанции(ДЭС) в качестве резервного источника электроснабжения, она должна быть 3-йстепени автоматизации.

Применение ДЭС с ручным пуском допускается только потребованию заказчика.

10.2 Кабельные и проводные линии

10.2.1 Прокладку кабелей по территориям НПС, на узлахСОД следует выполнять по кабельным и совмещенным эстакадам. Прокладка кабелейнепосредственно в земле в траншеях не должна предусматриваться и допускаетсядля одиночных или небольших групп кабелей и при явной нецелесообразностисооружения кабельной эстакады.

10.2.2 Прокладка кабелей в каналах (в том числезасыпаемых песком) по территории НПС, а также в блоках с устройством колодцевне допускается.

10.2.3 В пределах каре резервуаров должныпрокладываться только кабели, относящиеся к электроприемникам, установленным вкаре резервуаров (приводы коренных задвижек, механических систем размыва донныхотложений, системизмерения, управления, автоматики и т.п.).

При прокладке кабелей впределах каре в земле их следует прокладывать в герметично соединенных междусобой ПВД трубах, сочлененных в местах выхода кабелей из земли со стальнымиколенами.

10.2.4 Наружные кабельныесети в районах с сейсмичностью 6 и выше баллов (при любых способах прокладки),а также прокладываемые в почвах, подверженных смещению должны выполнятьсябронированным кабелем с медными жилами (см. п. 2.3.45ПУЭ).

10.2.5 Технологическаявдольтрассовая ВЛ должна запитываться от собственных источников.

10.2.6. Задвижки на речныхпереходах должны иметь два независимых источника электроснабжения.

10.3 Электроосвещение

10.3.1 Электроосвещение впомещениях и наружных установках должно выполняться на основании указания СНиП 23-05.

10.3.2 Общее освещениетерриторий НПС и узлов СОД выполняется прожекторами с газоразрядными лампамивысокого давления, установленными на прожекторных мачтах, совмещенных с молниеприемниками.

10.3.3 Для переносногоосвещения во взрывопожароопасных зонах должны применяться тольковзрывобезопасные аккумуляторные фонари группы II.

10.4 Меры по обеспечению безопасности

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

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

10.4.3 Непосредственноеприсоединение к КЗУ сторонних проводящих частей строительныхметаллоконструкций, подкрановых путей технологического и сантехническогооборудования и их трубопроводов, должны выполнять организации, монтирующие этиконструкции, оборудованиеи трубопроводы; соответствующие указания и необходимые для их реализацииматериалы должны содержаться в соответствующих разделах проектной документации.

10.4.4 Тип системызаземления в сетях 0,4 кВ TN-C-S, при этом враспределительной (групповой) сети, а во взрывоопасных зонах в обязательномпорядке должен применяться тип системы заземления 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;

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

б/ промежуточная НПС с емкостью или без емкости.

I

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 ударной волны

I

Время на АВР, но не более 3 сек.

Определяется на стадии проектирования, в зависимости от способа откачки /в нефтепровод или передвижную емкость/

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 пеноводотушения

I

Время на АВР, но не более 3 сек.

Должно быть предусмотрено технологическое резервирование

Задвижки на трубопроводах пеноводотушения

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 электроприемников 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.

11 Системы водоснабжения, канализации и пожаротушения

11.1 Водоснабжение и канализацию объектовмагистральных нефтепроводов следует проектировать на основании следующихнормативных документов: СНиП 2.04.01; СНиП 2.04.02;СНиП 2.04.03.

11.2 На территории НПС и нефтебаз следуетпредусматривать производственно-дождевую канализацию для приема:

- производственных сточных вод от систем охлаждениянасосных агрегатов, смыва площадок со сливо-наливными устройствами, полов внасосных станциях, воды от продувки котлов, химводоочистки, продувки градирен,промывки фильтров обезжелезивания и др.;

- подтоварных вод из резервуаров хранения нефти;

- дождевых и талых вод с открытых площадок длятехнологического оборудования и других мест, где эти воды могут быть загрязненынефтепродуктами;

- воды от охлаждения резервуаров при пожаре.

11.3 Концентрацию загрязнений в производственныхсточных водах НПС и нефтебаз следует 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 Бытовые сточные воды в количестве не более 5 м3/сут.,очищенные на местных очистных сооружениях, при отсутствии бытовой канализациидопускается отводить в производственно-дождевую канализацию.

11.5 Внутри обвалования группы резервуаров допускаетсяпрокладка инженерных коммуникаций, обслуживающих резервуары данной группы. Недопускается транзитная прокладка трубопроводов через соседние обвалованиягруппы резервуаров за исключением сухих трубопроводов системы пожаротушения.

При надземной прокладке сухие трубопроводы растворапенообразователя и пожарного водопровода должны прокладываться в теплоизоляциииз несгораемых материалов.

Допускаемая протяженность сети и тип изоляцииопределяется теплотехническим расчетом.

11.6 Дождеприемники на обвалованной площадкерезервуарного парка должны быть оборудованы запорными устройствами(хлопушками), приводимыми в действие с ограждающего вала или из мест,находящихся за пределами внешнего ограждения (обвалования) парка, позволяющиминаправлять загрязненные воды в нормальных условиях в системупроизводственно-дождевой канализации.

На трубопроводах производственно-дождевой канализациина выходе из каре резервуарного парка за пределами обвалования должны бытьустановлены задвижки.

11.7 В колодцах на самотечной сети производственнойили производственно-дождевой канализации следует предусматривать устройство гидравлическихзатворов:

- на магистральной сети канализации через 400 м;

- на всех выпусках из зданий и сооружений;

- на выпусках от дождеприемников, расположенных наобвалованной площадке резервуарного парка за пределами обвалования (ограждающейстены);

- на самотечной сети до и после нефтеловушки.

Высота столба жидкости в гидравлическом затворе должнабыть не менее 0,25 м.

Прокладка самотечных сетей производственнойканализации внутри обвалованной территории резервуарного парка должна бытьподземной, закрытой. В смотровых колодцах вместо лотковой части должнаиспользоваться труба с тройником, оборудованным заглушкой для осуществления ревизии.

Для дождевой канализации впределах одного обвалования допускается устройство лотков, перекрытых съемнымиплитами и решетками.

Сброс подтоварных вод отрезервуаров в сеть производственной канализации, прокладываемой внутриобвалованной территории, должен предусматриваться с разрывом струи.

11.8 Пропускная способностьсети и сооружений производственно-дождевой канализации должна определяться изусловия приема обеспечения производственных сточных вод от зданий и сооружений,а также их условия обеспечения наибольшего из следующих расчетных расходов:

- подтоварных вод от одногонаибольшего резервуара;

- дождевых вод с открытыхпроизводственных площадок сливо-наливных устройств;

- дождевых вод собвалованной площадки резервуарного парка при регулируемом сбросе.

Расчетный расход дождевыхвод с обвалованной площадки резервуарного парка или воды от охлаждениярезервуаров во время пожара определяется при регулируемом сбросе, исходя изусловия отведения этих вод с обвалованной площадки парка в течение 48 часов.

11.9 Сбор уловленныхнефтепродуктов от всех сооружений производственной и производственно-дождевойканализации (нефтеловушек, резервуаров-отстойников, флотационных установок идр.) следует предусматривать в отдельный резервуар объемом не менее 5 м3.

11.10 Наземные резервуары,предназначенные для регулирования количества сточных вод, поступающих наочистные сооружения следует оснащать следующим оборудованием:

- приемо-отгрузочнымиустройствами с запорной арматурой;

- дыхательной ипредохранительной арматурой;

- подогревательнымиустройствами.

11.11 Электроприводныезадвижки, устанавливаемые на подводящих трубопроводах раствора пенообразователяк резервуарам с ЛВЖ, должны размещаться за пределами обвалования, к зданиюмагистральной насосной - за пределами дорог технологической зоны. Задвижкидолжны иметь местное и дистанционноеуправление.

В установках автоматического пожаротушенияэлектрозадвижки должны открываться автоматически, дистанционно и по местувручную.

Электропривод задвижек должен устанавливаться вышеповерхности земли и иметь защиту от атмосферных осадков.

12 Системы теплоснабжения, отопления, вентиляции икондиционирования

12.1 Теплоснабжение, отопление, вентиляцию икондиционирование зданий и сооружений предприятий нефтяной промышленностиследует проектировать на основании следующих 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 Для отопления, вентиляции и теплоснабженияследует предусматривать использование вторичных источников тепла (при наличиигазогенераторных установок и печей подогрева), руководствуясь главой СНиП 2.04.05.

При отсутствии этих вторичных источников тепла длятеплоснабжения следует предусматривать котельные, которые следует проектироватьв соответствии со СНиП II-35.

12.3 Котельные производственных площадок магистральныхнефтепроводов, имеющие в своем составе потребителей первой категории снабжения,по надежности отпуска тепла относятся к первой категории.

12.4 Класс ответственности здания II.

12.5 Котельные первой категории по степени надежностиснабжения электроэнергией и водой относятся к объектам первой категории, вснабжении которых не допускаются перерывы.

12.6 Котельные жилых комплексов объектов магистральныхнефтепроводов, по надежности отпуска тепла относятся ко второй категории.

12.7 Котельные второй категории по степени надежностиснабжения электроэнергией и водой относятся к объектам второй категории,надежность электроснабжения которых определяется в соответствии с таблицей 10.1.

12.8 Качество воды для питания паровых котлов должносоответствовать ГОСТ 20995 и ГОСТ21563.

12.9 Качество воды для подпитки тепловых сетей должносоответствовать требованиям норм HP 34-70-051.

12.10 Уровень пола нижнего этажа котельного помещенияне должен быть ниже планировочной отметки земли, прилегающей к зданию.

В котельной не допускается устройство приямков дляустановки оборудования.

12.11 Размещение котельных, использующих газообразноетопливо, в подвальных помещениях зданий и сооружений всех категорий недопускается.

12.12 В котельных должны быть установлены датчикиконтроля угарного газа.

12.13 При проектировании индивидуальных тепловыхпунктов подключение каждой системы потребления тепла (контура отопления здания)осуществлять раздельно.

12.14 Температуру, относительную влажность и скоростидвижения воздуха в производственных помещениях следует принимать в соответствиис ГОСТ12.1.005, как для легких работ.

Температуру воздуха °С в производственных помещениях с временнымпребыванием людей следует принимать:

- 10 при пребывании работающих не более 2 часов всмену в холодный период года;

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

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

12.15 Для отопления зданий насосных, узлов связи,электрощитовых и других зданий, размещаемых на расстоянии более 150 м оттепловых сетей (при теплопотреблении не более 50 кВт), допускаетсяпредусматривать отдельный источник теплоснабжения, подогрев электричеством.

Для подогрева воды единичных потребителей горячеговодоснабжения (до трех душевых сеток) допускается применятьэлектронагревательные приборы.

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

12.17 Для помещений насосныхкатегорий А и Б (категория помещений определяется по НПБ 105 ) объемом более 300 м3 при двух- итрехсменной работе следует проектировать системы воздушного отопления,совмещенные с приточной вентиляцией (с рабочим и резервным вентилятором иэлектродвигателями) без рециркуляции воздуха.

12.18 Для помещений насосов сэлектродвигателями категории А при одно- и двухсменной работе допускаетсяпроектировать комбинированное отопление: воздушное, совмещенное с приточнойвентиляцией периодического действия (с установкой одного вентилятора сэлектродвигателем) и дежурное отопление с местными нагревательными приборами.

12.19 В производственных и вспомогательных помещениях,кроме помещений, перечисленных в п. 12.17 и 12.18настоящих Норм, а также в помещениях объемом не более 300 м3 следуетпредусматривать системы отопления с местными нагревательными приборами(радиаторы, ребристые трубы и др.).

12.20 Кратность воздухообмена в помещениях объектовмагистральных нефтепроводов, в которых имеет место выделение паров нефти(категории А и Б) в зависимости от сорта перекачиваемой нефти, должна быть неменее:

- товарная нефть при отсутствии сернистых соединений -3 обмена в час;

- при наличии сернистых соединений 8 обменов в час;

- высокосернистые нефти 10 обменов в час.

В помещениях высотой менее 6 м кратность воздухообменадолжна быть увеличена на 25 % на каждый метр снижения высоты.

12.21 Для помещений зданий и сооружений объемом до 300м3 категорий А и Б и пребыванием в них обслуживающего персонала до 2часов в смену следует проектировать вытяжную вентиляцию с естественнымпобуждением и механическую с 8-ми кратным воздухообменом в час по полномуобъему помещения, включаемую автоматически по загазованности или вручную передвходом в помещение, и неорганизованный естественный приток.

12.22 В помещениях категории А и Б объемом более 300 м3вытяжную вентиляцию следует проектировать:

- для нефти без сернистых соединений - естественную изверхней зоны через шахты с дефлекторами;

- для сернистой нефти естественную из верхней зоны имеханическую из нижней зоны.

Кроме этого, необходимо предусматривать аварийнуювытяжную вентиляцию с 8-ми кратным воздухообменом в час по полному объемупомещения, включаемую автоматически по загазованности от газоанализатора. Длявозмещения расхода воздуха, удаляемого аварийной вентиляцией, специальныхприточных систем не предусматривать.

12.23 В помещениях категорий А и Б, заглубленных на0,5 м и ниже уровня спланированной поверхности земли, при наличии взрывоопасныхгазов или паров с плотностью более 0,8 по отношению к воздуху, следуетпроектировать системы вытяжной вентиляции с механическим побуждением иудалением воздуха из нижней зоны в количестве, равном не менее трехкратногообъема (надземной и заглубленной части помещения) в час. Установку вытяжныхвентиляторов этих систем следует предусматривать выше уровня земли.

12.24 В заглубленных производственных помещенияхкатегории Д (например, циркуляционные и водяные насосные станции),располагаемых на площадках сбора нефти или на нефтяных месторождениях, следуетпредусматривать системы приточной вентиляции с механическим побуждением и5-кратным воздухообменом в час. Системы приточной вентиляции следуетпроектировать с резервным вентилятором и электродвигателем. Забор воздуха дляэтих систем следует производить с высоты не менее 5 м от уровня земли с учетомрасположения производственных выбросов.

12.25 Для приямков и каналов глубиной более 0,5 м,расположенных в помещениях категории А и Б, в которых обращаются взрывоопасныегазы или пары с плотностью более 0,8 по отношению к воздуху илилегковоспламеняющиеся жидкости, следует проектировать приточную или вытяжнуювентиляцию с механическим побуждением кратностью не менее 20 воздухообменов вчас от самостоятельной системы или от системы общеобменной вентиляции. Системыдолжны иметь два (рабочий и резервный) вентилятора с электродвигателями.

В помещениях или на участках с производствами, вкоторых обращаются газы или пары с плотностью 0,8 и менее по отношению к воздуху дляприямков глубиной 1 м и менее, допускается вентиляцию не предусматривать.

12.26 В помещениях категорииА и Б нефтяных насосных станций, в которых обращаются взрывоопасные газы илипары с плотностью 0,8 и менее по отношению к воздуху, требуемую кратностьвоздухообмена аварийной вентиляции следует обеспечивать совместной работойсистем основной вытяжной и аварийной вентиляции.

В насосных станциях,перекачивающих нефть, плотность паров которой превышает 80 % плотности воздуха,производительность систем аварийной вентиляции следует принимать в дополнение квоздухообмену, создаваемому системами общеобменной вытяжной вентиляции смеханическим побуждением.

12.27 В помещениях спостоянным пребыванием обслуживающего персонала (операторные, диспетчерские,административно-бытовые) допустимые нормы температуры, относительной влажности искорости движения воздуха в обслуживаемой зоне должны приниматься поПриложениям 1, 2 СНиП 2.04.05.

Эти нормы (по температуре ит.д.) в помещениях операторной, диспетчерской обеспечиваются установкойкомпактных кондиционеров сплит-систем.

Для административно-бытовыхзданий следует предусматривать системы с центральными кондиционерами,обеспечивающими подогрев и охлаждение воздуха, соответственно в холодный итеплый периоды.

12.28 Электроприемникисистем отопления и вентиляции следует предусматривать той же категории, котораяустанавливается для электроприемников технологического оборудования илиинженерного оборудования здания по СНиП 2.04.05, п. 9.1.

12.29 Средства автоматизации(контроля, автоматического регулирования, защиты оборудования, блокировки иуправления) систем отопления и вентиляции следует проектировать, руководствуясьглавой СНиП по проектированию отопления, вентиляции и кондиционирования итребованиями настоящего раздела.

12.30 Автоматизация системприточно-вытяжной вентиляции с механическим побуждением в помещениях категорийА и Б должна дополнительно обеспечивать:

- автоматическое включение систем аварийной вентиляцииот датчиков газоанализаторов, срабатывающих при содержании взрывоопасных газовв воздухе помещений, достигающем 20 % нижнего предела взрываемости. Вдополнение следует предусматривать ручное и дистанционное включение системаварийной вентиляции, располагая пусковые устройства у входа (двери) снаружипомещения;

- автоматическое включение резервных вентиляторов привыходе из строя основных;

- автоматическое включение световой и звуковойсигнализации, извещающей о неисправности вентиляторов и повышенной концентрациивзрывоопасных паров и газов в воздухе помещений.

12.31 Включение вентиляторов систем вытяжнойвентиляции периодического действия в помещениях категорий А и Б и объемом менее300 м3 следует проектировать автоматическим от газоанализатора иручным, размещая включающее устройство снаружи здания у основного входа.

12.32 Расстояние по горизонтали между местами выбросавоздуха в атмосферу и воздухозабором при удалении воздуха в атмосферувысокоскоростными струями (факельный выброс), обеспечивающими удаление воздухана высоту не менее 6 м от воздухозабора, не нормируется.

12.33 Оборудование вытяжных систем вентиляциипомещений категорий А и Б допускается размещать как в самих производственныхпомещениях, так и снаружи зданий. При этом категория исполнения вентиляционногооборудования должна соответствовать категории помещения.

13 Производственно-технологическая связь

13.1 В составе магистральных нефтепроводовпредусматриваются линии производственно-технологической связи, которые служатдля централизованного управления работой нефтепроводов и являются техническойбазой для единой автоматизированной системы управления (ЕАСУ) объектаминефтепроводного транспорта.

13.2 При проектированиипроизводственно-технологической связи должны выполняться требованияГосударственных нормативных документов (СНиП, ГОСТ, ПУЭ, ТУ, СП), требованиямеждународных стандартов, ведомственных нормативных документов Компании инастоящих Норм.

13.3 При проектировании следует такжеруководствоваться:

- ведомственными нормативными документами Министерствасвязи РФ;

- инструкцией по проектированию линейно-кабельныхсооружений связи ВСН 116Минсвязи;

- инструкцией по проектированию электроустановокпредприятий и сооружений электросвязи, проводного вещания, радиовещания ителевидения ВСН332 Минсвязи;

- отраслевыми строительно-технологическими нормами намонтаж сооружений связи, радиовещания и телевидения. ОСТН600 Минсвязи;

- инструкцией по проектированию и строительствуволоконно-оптических линий связи (ВОЛС) газопроводов ВСН 51-115-004;

- руководством по строительству линейных сооружениймагистральных и внутризоновых оптических линий связи.

Радиорелейные линии связи:

- радиорелейные линии передачи прямой видимости ВНТП213 Минсвязи;

- инструкция по проектированию молниезащитырадиообъектов ВСН 1Минсвязи.

13.4 На новых и реконструируемых объектахтехнологической связи должны предусматриваться только цифровые каналы заисключением абонентских линий.

13.5Производственно-технологическая связь должна предусматриваться в следующемобъеме:

13.5.1 Технологические виды связи:

- диспетчерская связь диспетчера Центральногодиспетчерского пункта Компании с диспетчером Территориального диспетчерскогопункта (ТДП);

- диспетчерская связь диспетчера ТДП с диспетчеромрайонного управления магистральных нефтепроводов и операторами НПС;

- диспетчерская связь диспетчера районного управленияс НПС, наливными станциями и другими подчиненными ему оперативными службами;

- связь обслуживающего персонала, находящегося натрассе нефтепровода, с ближайшими НПС, а через коммутационное устройство на НПСс районным управлением телефонный канал или средства УКВ радиотелефонной связи.Указанный вид связи может быть использован для линейных ремонтеров,аварийно-восстановительных бригад, обслуживающего персонала вдольтрассовых ВЛ,линий связи, СДКУ;

- диспетчерская селекторная связь диспетчера районногоуправления с операторами НПС, наливных станций, нефтебаз, ПСП;

- видеоконференцсвязь для совещания Компании стерриториальными управлениями;

- селекторная связь для связи совещаний Компаний стерриториальными управлениями;

- селекторная связь для совещаний районных управленийс НПС;

- каналы связи для телемеханизации линейныхсооружений;

- каналы связи для телемеханизации насосных станций,узлов учета нефти, объектов внутреннего электроснабжения на НПС.

13.5.2 Оперативно-производственная связь:

- оперативно-производственная телефонная ифаксимильная (документальная) связь (междугородняя);

- оперативно-производственная телефонная ифаксимильная связь (местная);

- каналы связи вычислительной сети ЕАСУ с минимальнойпропускной способностью не менее 9600 бит/с.

13.6 Основные требования к количеству каналов искорости цифровых потоков:

- диспетчерская и селекторная связь не менее одногоречевого канала;

- удельная пропускная способность канала линейной ТМне менее 2400 бит/с на 1 КП;

- минимальная пропускная способность каналов ЕАСУ неменее 9600 бит/с.

13.7 Каналы связи, предоставляемые для технологическойи оперативно-производственной связи, должны удовлетворять Нормам наэлектрические параметры каналов тональной частоты магистральной и внутризоновыхпервичных сетей, Нормам на электрические параметры цифровых каналов и трактовмагистральной и внутризоновых первичных сетей.

13.8 Качество связи в радиоканале линейнойтелемеханики должно определяться вероятностью ошибок, которые могут составлятьне более 2´10-5 приуровне сигнала 1 мВ в канале на скорости 9600 бит/с.

13.9 Количество каналов и цифровых потоковоперативно-производственной связи определяется проектом в соответствии стехническим заданием на проектирование производственно-технологической связи.

13.10 Задание на проектирование разрабатывается всоответствии с требованиями СНиП11-01-95 и дополнительными требованиями к системепроизводственно-технологической связи по:

- составу системы;

- системе связи на период строительства;

- мультиплексорному оборудованию для ЦРРЛ, КЛС, ВОЛС суказанием типа оборудования и фирмы поставщика;

- системе подвижной радиотелефонной связи;

- каналам и цифровым потокам для ЕАСУ;

- размещению оборудования;

- электропитанию;

- станциям коммутации;

- системе спутниковой связи;

- системе радиодоступа к КП линейной телемеханики;

- используемым частотам.

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

- связь каждой НПС с ближайшими узлами связи сетисвязи общего пользования для выхода на местные административные органы, штабыГО и ЧС, органы УПО МВД или ближайшие пожарные части УПО МВД,правоохранительные органы, предприятия-владельцев коммуникаций, пересекаемыхнефтепроводами, и прочие организации;

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

- связь диспетчера ТДП с дежурным персоналомуправления или отделения железной дороги при наличии пересечений магистральныминефтепроводами железных дорог.

Организация связи между ТДП и управлением илиотделением железной дороги зависит от организационной структуры железнодорожноготранспорта в зоне обслуживания каждого территориального управления;

- связь наливных станций с соседними НПС, с дежурнымижелезнодорожных станций или агентами морских и речных портов, а также сближайшей пожарной частью УПО МВД по одному телефонному каналу или покоммутируемому каналу сети общего пользования;

- связь НПС, диспетчерских пунктов и наливных станцийс энергоснабжающими организациями проектируется по техническим условиямэнергосистем (диспетчером ближайшей опорной электроподстанции; ТЭЦ или ГЭС).Связь между питающей подстанцией и энергодиспетчером предусматривается всоставе проекта внешнего электроснабжения.

13.12 Для эксплуатационно-обслуживающего персоналасвязи должна предусматриваться служебная связь.

Виды служебной связи определяются, исходя из типалинии и оборудования связи при разработке конкретных проектов.

13.13 Для организации местной связи на территории НПСстроятся структуированные кабельные или радиотелефонные сети.

На НПС должны предусматриваться:

- автоматическая телефонная связь;

- радиофикация;

- постовая связь начальника караула с постами охраны;

- громкоговорящая связь;

- охранно-пожарная сигнализация;

- система оповещения о пожаре;

- охранная сигнализация по периметру площадки;

- система видеонаблюдения.

13.14 При проектировании сетей технологической связимагистральных нефтепроводов следует предусматривать свободные ресурсы дляпредоставления услуг связи сторонним организациям с целью снижения затрат насвязь в основной деятельности.

13.15 При разработке схемы организации связи должныпредусматриваться резервные каналы и цифровые потоки для перспективногоразвития в соответствии со схемой размещения и развития сетей связи ОАО«Связьтранснефть».

13.16 При проектировании связи на оборудовании,поставляемом зарубежными фирмами, одновременно с основными техническимисредствами в проектах необходимо предусматривать комплекты запасных частей,измерительной аппаратуры, эксплуатационных материалов и инструмента.

13.17 Виды связи по п. п. 13.5, 13.11обеспечиваются путем строительства электрических и волоконно-оптическихкабельных линий связи, радиорелейных и спутниковых линий связи по заданиямзаказчика строительства и на основании схемы размещения и развития техническихсредств ОАО «Связьтранснефть».

13.18 Для обеспечения эксплуатации нефтепровода досооружения предусмотренных проектом магистральных кабельных или радиорелейныхлиний связи, в проекте на период строительства должна предусматриватьсядополнительно временная связь на базе малоканальных РРЛ, УКВ радиосвязи,спутниковых систем, средств связи других ведомств.

14 Электрохимическая защита от коррозии

14.1 При проектировании электрохимической защиты откоррозии линейной части магистральных нефтепроводов и подземных коммуникацийперекачивающих и наливных станций, следует руководствоваться ГОСТР 51164, ГОСТ9.602, СНиП 2.05.06и РД 153-39.4-039.

14.2 Электрохимическая защита подземных металлическихсооружений и коммуникаций должна осуществляться независимо от коррозионнойактивности грунта и условий эксплуатации.

14.3 Проектирование электрохимической защиты отпочвенной коррозии и коррозии, вызываемой блуждающими токами, должновыполняться на основании результатов изысканий с учетом данных прогнозаизменения электрических параметров защищаемых сооружений.

14.4 Катодная поляризация металлических подземныхсооружений и коммуникаций должна осуществляться таким образом, чтобысоздаваемые на всей поверхности этих сооружений защитные потенциалы находилисьв пределах, регламентируемых ГОСТР 51164 и ГОСТ9.602.

14.5 Для контроля состояния комплексной защиты насооружениях магистральных нефтепроводов должны быть установленыконтрольно-измерительные пункты.

14.6 Контроль работы установок электрохимическойзащиты линейной части нефтепроводов должен обеспечиваться средствамителемеханики (ток и напряжение на выходе катодных станций, защитный потенциалтрубопровода) и периодически эксплуатирующим персоналом, в соответствии с п.7.4.6 ГОСТР 51164.

14.7 При проектировании электрохимической защитыследует предусматривать мероприятия по исключению вредного влияния катоднойполяризации с соседних подземных сооружений.

14.8 Электрохимическая защита внешних поверхностейднищ стальных наземных резервуаров должна осуществляться с использованиеманодных заземлителей, в том числе протяженных, преимущественно размещаемыхнепосредственно под днищами резервуаров.

15 Охрана окружающей природной среды

15.1 Общие требования

15.1.1 При проектировании магистральных нефтепроводовследует предусматривать мероприятия по охране окружающей природной среды ссоблюдением требований действующих нормативных документов.

Состав необходимых природоохранных мероприятийуказывается в соответствующих разделах экологического обоснованияинвестиционно-строительных проектов, разрабатываемых на предпроектной (ДОН, ОИ)и проектной (ТЭО, РП, РД) стадиях.

15.1.2 В соответствии с требованиями СП11-101 (Приложение Г, п. 12) на предпроектной стадии в составе ДОНвыполняется раздел «Возможное влияние предприятия, сооружения на окружающуюсреду».

Состав раздела должен соответствовать требованиям«Типового положения по разработке и составу Ходатайства (Декларации) онамерениях инвестирования в строительство предприятий, зданий и сооружений».

15.1.3 В соответствии с требованиями п. 4.7 СП11-101 на стадии проектирования ОИ в состав материалов должен входитьраздел «Оценка воздействия на окружающую среду» (ОВОС).

ОВОС выполняется для объектов магистральноготранспорта нефти (см. п. 5.1.1) предусматриваемых новым строительством, атакже расширением, реконструкцией, техническим перевооружением магистральныхнефтепроводов.

Состав и содержание раздела ОВОС должносоответствовать требованиям практического пособия к СП11-105 «Оценка воздействия на окружающую среду».

15.1.4 В соответствии с требованиями п. 4.1 СНиП11-01 на стадии проектирования (ТЭО - проект, рабочий проект) составпредставляемых материалов должен содержать раздел «Охрана окружающей природнойсреды» (ООС).

Состав и содержание раздела ООС должны соответствоватьтребованиям пособияк СНиП 11-01 по разработке раздела «Охрана окружающей среды».

15.1.5 Основой для разработки ДОН, разделов ОВОС, ООСслужат материалы комплексных инженерно экологических изысканий, а также фоновыйуровень загрязнения атмосферного воздуха, гидросферы, почвенных сред,предоставляемый центрами по гидрометеорологии и мониторингу.

15.1.6 Разделы в разрабатываемых проектах ОВОС и ООСоформляются отдельными материалами.

15.2 Природоохранные мероприятия.

15.2.1 Охрана атмосферного воздуха от загрязнения.

К основным мероприятиям по охране атмосферного воздухаотносятся:

- оборудование резервуаров понтонами, плавающимикрышами и установками по улавливанию паров легких фракций (УЛФ);

- уменьшение количества разъемных соединений,применение сварных соединений в технологических трубопроводах, 100 % контрольсварных швов физическими методами;

- сбор утечек от уплотнений насосов и другоготехнологического оборудования в закрытые дренажные емкости;

- обеспечение работы насосных станций по схеме «изнасоса в насос»;

- применение (по возможности) в качестве топлива вкотельных природного или попутного газа с целью снижения образующихся пригорении выбросов вредных веществ в атмосферу, использование рекуператоров иэкономайзеров, а также обеспечение регулирования соотношения «воздух-топливо»;

- назначение высоты дымовых труб для обеспеченияуровня приземных концентраций загрязняющих веществ, не превышающих ПДК длянаселенных мест, утвержденных Минздравом РФ;

- обустройство и озеленение санитарно-защитной зоныобъектов нефтепровода, определяемой на основании расчетов рассеивания загрязняющихвеществ и в соответствии с требованиями СанПиН2.2.1/2.1.1.1031.

15.2.2 Охрана поверхностных и подземных вод отзагрязнения и истощения.

При проектировании пересечений нефтепроводом водныхобъектов следует предусматривать:

- защиту рек и водоемов, пересекаемых нефтепроводом,путем применения труб с повышенной толщиной стенки, соответствующей изоляции изащиты нефтепровода от механических повреждений;

- организацию постов наблюдения на судоходных реках;

- рыбоохранные и компенсационные мероприятия припересечении рек и других водных объектов рыбохозяйственного назначения;

- уменьшение загрязнения водоемов при разработкеподводных траншей для укладки нефтепроводов (от сбрасывания в воду грунта) засчет применения способов производства работ и механизмов, приводящих кувеличению бытовой мутности не более чем на 5 %;

- запрещение прокладки нефтепроводов на участкахводоемов, имеющих особую ценность для воспроизводства рыбных запасов(нерестилища, зимовальные ямы и т.д.), с целью защиты рыбохозяйственныхводоемов и сохранения рыбных запасов.

15.2.3 Охрана водоемов от загрязнения сточными водамиот НПС и других объектов нефтепровода должна осуществляться с учетом требованийдействующих нормативных документов, а также путем:

- сокращения потребления свежей воды;

- применения технологических процессов сиспользованием новых видов оборудования, без потребления воды;

- применения оборотной системы водоснабжения, прикоторой забор свежей воды применяется только для подпитки системыводоснабжения;

- применения воздушного охлаждения агрегатов;

- сокращения сброса сточных вод в водоемы и уменьшенияконцентрации вредных веществ в сбрасываемых стоках;

- повторного использования очищенных сточных вод (приналичии потребителей);

- утилизации уловленной нефти путем закачки ее внефтепровод или в топливные резервуары;

- сбора дождевых стоков в резервуарном парке вливнеприемные канализационные колодцы;

- устройства обвалований из грунтов с содержаниемглинистых частиц или устройства глиняных замков, других противодренирующихустройств, когда обвалование сооружается из дренирующих грунтов;

- исключения сброса в хозбытовую канализациюподтоварных вод из резервуаров без очистки;

- отвода нефтесодержащих сточных вод от магистральнойнасосной в резервуары для сброса технологических утечек, с устройством на сетитрубчатого гидрозатвора и грязеуловителя;

- водоотведения с НПС сточных вод, соответствующихнормативным требованиям;

- вывоза выделенных при очистке воды твердых отходов стерритории НПС в места, согласованные с органами Минприроды иГоссанэпиднадзора;

- уменьшения концентрации вредных веществ допредельно-допустимых в створе смешения путем применения совершенных средствочистки с учетом гидрологической характеристики водоема;

- водоотведения, выполненного в соответствии стребованиями к охране поверхностных и подземных вод от загрязнения,определяемыми соответствующими ГОСТами, с приведением оценки эффективностинамечаемых мероприятий по охране поверхностных и подземных вод от загрязнения;

- устройства проволочных ограждений по железобетоннымстолбам открытых емкостных сооружений (пруды-отстойники, биологические пруды,пруды-испарители, шламонакопители, аварийные амбары и др.);

- устройства в открытых емкостных сооруженияхпротивофильтрационных покрытий, проектируемых на основе гидрогеологическихизысканий.

15.2.4 Восстановление (рекультивация) земельныхучастков, использование плодородного слоя почвы, охрана недр, растительного иживотного мира.

При разработке проекта следует учитывать ипредусматривать следующее:

- обоснование способов и объемов снятия и храненияплодородного слоя почвы, транспортирования его к месту укладки (или временногохранения), нанесение плодородного слоя почвы на восстанавливаемые участки илималопригодное угодье;

- недопущение использования земли плодородного слоя наподсыпки, перемычки и какие-либо другие земляные и строительные работы,поскольку эта земля подлежит использованию для восстановления качестванарушенных земельных угодий местности, в связи с проведением строительных иликаких-либо других работ;

- восстановление водосборных канав, дренажных систем,снегозадерживающих сооружений и дорог после окончания строительных илиремонтных работ;

- разработку проектных решений по восстановлениюземельных участков и приведению их путем технической и биологическойрекультивации в состояние, пригодное для использования по назначению;

- проведение определенных защитных мероприятий поисключению развития опасных экзогенных процессов (эрозия, карст, оползни,суффозия и др.), например, укрепление грунтов посевом трав, или посадкойкустарников, мониторинг оползневых процессов и т.д.;

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

- компенсацию ущерба животному и растительному миру отреализации проекта суммами выплат, заложенными в капитальных вложениях настроительство;

- направление компенсационных выплат на восстановлениеили обновление ресурсов растительного и животного мира (по согласованию сприродоохранными органами).

16 Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны.Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций

16.1 В соответствии с требованиями п. 4.1 СНиП11-01 на стадии проектирования (ТЭО - проект, рабочий проект) составпредставляемых материалов должен содержать раздел «Инженерно-техническиемероприятия гражданской обороны. Мероприятия по предупреждению чрезвычайныхситуаций» (ИТМ ГОЧС).

16.2 Состав, содержание и порядок разработки разделаИТМ ГОЧС определяется СП11-107.

16.3 Проектные решения раздела ИТМ ГОЧС должны бытьнаправлены на обеспечение защиты населения и территорий, снижение материальногоущерба от ЧС техногенного и природного характера от опасностей, возникающих приведении военных действий или вследствие этих действий, а также диверсиях.

16.4 Проектные решения по ГО разрабатываются всоответствии с требованиями СНиП 2.01.51,с учетом:

- размещения производительных сил и расселениянаселения;

- групп городов и категорий объектов по ГО;

- зон возможной опасности определяемым по СНиП2.01.51;

ивключают необходимые инженерно-технические мероприятия предусмотренныеуказанным СНиП.

16.5 Проектные решения по предупреждению ЧСтехногенного и природного характера разрабатываются на основе:

- потенциальной опасности на проектируемом и рядомрасположенном объектах;

- результатов инженерных изысканий;

- оценки природных условий и окружающей среды.

16.6 Проектные решения по предупреждению ЧСподразделяются на следующие:

- по предупреждению ЧС, возникающих в результатевозможных аварий на проектируемом объекте и снижению их тяжести;

- по предупреждению ЧС, возникающих в результатеаварий на рядом расположенных потенциально опасных объектах (ПОО), включаяаварии на транспорте;

- по предупреждению ЧС, источниками которых являютсяопасные природные процессы.

17 Техническое обслуживание и ремонт магистральныхнефтепроводов

17.1 Для выполнения технического обслуживания иремонтных работ предусматриваются объекты для размещения ремонтныхподразделений.

В составе территориальных правлений:

- специализированное управление по предупреждению иликвидации аварий (СУПЛАВ);

- центральная база производственного обслуживания(ЦБПО);

- центральная база технического обеспечения икомплектации оборудования;

- автотранспортное предприятие;

- ремонтно-строительное управление.

В составе районных нефтепроводных управлений:

- центральная ремонтная служба (ЦРС) с участками:

- аварийно-восстановительных работ;

- устранения дефектов на технологических трубопроводахНПС и линейные части магистральных нефтепроводов;

- откачки нефти из трубопроводов.

- база производственного обслуживания (БПО);

- база технического обеспечения и комплектацииоборудования;

- участок по ремонту и техническому обслуживаниюсредств линейной телемеханики на базе отдела АСУ ТП;

- цех технологического транспорта и специальнойтехники.

В составе ЛПДС (НПС):

- линейная эксплуатационная служба (ЛЭС);

- участки по эксплуатации вдольтрассовых линий иэлектрохимзащиты (ВЛ и ЭХЗ);

- группы по эксплуатации средств линейной телемеханики.

17.2 В составе ЦБПО, БПО предусматриваются специальныеподразделения по техническому обслуживанию и ремонту механо-энергетическогооборудования НПС.

18 Показатели расхода энергоресурсов

18.1 Показатели расхода электроэнергии

18.1.1 Расход электроэнергии по магистральномунефтепроводу определяется по формуле:

Э = Энк + Эсн +Эсл,

гдеЭнк - расход электроэнергии на перекачку нефти по магистральному нефтепроводу, включаяпотери в коммуникациях НПС и подводящих трубопроводах, кВт/ч;

Эсн - расход электроэнергии на собственные нужды наНПС, кВт/ч;

Эсл - расход электроэнергии на собственные нуждысооружений линейной части, кВт/ч.

18.1.2 Расход электроэнергии на перекачкунефти по магистральному нефтепроводу определяется по формуле:

, кВтч/год

где - заданная часоваяпропускная способность нефтепровода, м3/ч;

Н1 - потери напора на перекачку нефти помагистральному нефтепроводу при расчетном диаметре Dp, м;

Н2 - потери напора на перекачку нефти поподводящим трубопроводам и коммуникациям НПС, м;

К = 1,03 коэффициент на дросселирование потока нефтипо нефтепроводу, включая потери при переходных процессах;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

р - плотность нефти, т/м3;

hн - КПДнасосов;

hэ - КПДэлектродвигателей.

18.1.3 Расход электроэнергии (ориентировочный) насобственные нужды на одну НПС приведен в таблице 18.1, включая потери втрансформаторах.

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 Расход электроэнергии на собственные нужды линейнойчасти нефтепровода, на систему электрохимической защиты трубопровода и кабелясвязи от коррозии (питание СКЗ) составляет в среднем 15 тыс. кВт. ч в год на100 км магистрального нефтепровода.

18.1.5 Для определения расхода электроэнергии наперекачку при выполнении проектной документации на предварительных стадиях втаблице 18.2приведены величины удельных расходов электроэнергии в кВт/ч на 1 тыс. т. км длянефтепроводов различного диаметра в зависимости от скорости перекачки нефти потрубопроводу с вязкостью 0,25´10-6 м2/c.

18.1.6 Скорость перекачки нефти V м/с должна определяться по формуле:

гдеQ - расчетная пропускная способность нефтепровода млн.т/год;

F - средняя площадь проходного сечения нефтепровода прирасчетном диаметре Dp, м2;

р - плотность нефти при расчетной температуре, т/м3;

Т - расчетное число рабочих дней магистральногонефтепровода (п. 5.2.2).

18.1.7 При определении расхода электроэнергии по табл.18.1с заданными величинами вязкости вводится поправочный коэффициент К1,который определяется по формуле:

где V3 - заданная фактическая вязкость нефти, м2/с.

Удельный расход 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

18.1.8 Приведенные в таблице 18.2 показатели расходаэлектроэнергии в зависимости от разности отметок конечного и начального пунктовмагистрального нефтепровода должны увеличиваться или уменьшаться на величину:

A = (H´K2) / (Q´L),

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

Н - абсолютная разность отметок, м;

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

L - длина трубопровода, км;

К2 - коэффициент, величина которогоприводится в таблице 18.3.

18.1.9 Для промежуточныхзначений скорости перекачки нефти показатели расхода электроэнергии и значениявспомогательных коэффициентов должны определяться интерполяцией.

18.1.10 В показателях неучтена потребность в электроэнергии для жилых поселков, а также комплексов привахтовом обслуживании. Расход электроэнергии для жилых поселков долженопределяться по действующим нормативам и удельным показателям, исходя изсостава гражданских и общественных зданий и степени благоустройства поселков.

18.1.11 Для параллельныхнефтепроводов расход электроэнергии должен определяться с условием оптимальногоперераспределения нагрузки на систему нефтепроводов с учетом пропускнойспособности нефтепроводов в расчетный период времени при поэтапном развитиистроящих 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

Оптимальное распределениепропускной способности между параллельными нефтепроводами определяется поформуле:

гдеQ =  - пропускнаяспособность системы, состоящей из nпараллельных нефтепроводов, м3/ч;

Qi - пропускная способность i-го нефтепровода;

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

Di - диаметр i-гонефтепровода;

hi - КПД насосов на i-м нефтепроводе.

Расчетная величина пропускной способности Q, не должна превышать пропускной способностинефтепровода.

18.2 Показатели расхода топлива

18.2.1 Вид основного топлива для источников тепла НПСустанавливается по согласованию с заказчиком. Применение того или иного видатоплива в каждом конкретном случае определяется исходя из экономической целесообразности.При наличии близких источников газоснабжения по согласованию с заказчиком вкачестве основного топлива может быть использован газ. Возможность подключенияк газовым сетям определяется разрешением РАО «Газпром». При этом, наличиерезервного топлива согласовывается с разрешающими органами РАО «Газпром» приполучении технических условий на газоснабжение.

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

18.2.3 Теплоисточники, независимо от ихтеплопроизводительности, должны быть оснащены приборами учета отпускаемоготепла, приборами учета топлива и воды потребляемых на их нужды.

18.2.4 Для прогнозирования потребности топливныхресурсов на нужды площадок промежуточных насосных станций в таблице 18.4даны ориентировочные годовые расходы топлива на котельные 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

52´103

55

64´103

60

70´103

10

12´103

-15

95

110´103

110

125´103

120

140´103

25

29´103

-20

140

161´103

165

190´103

175

205´103

35

40´103

-25

180

208´103

215

250´103

230

270´103

50

58´103

-30

220

254´103

265

305´103

280

325´103

65

75´103

-35

305

350´103

365

425´103

390

450´103

95

110´103

-40

380

430´103

450

520´103

485

560´103

115

133´103

-45

385

435´103

455

530´103

490

570´103

120

140´103

-50

425

490´103

510

590´103

545

630´103

130

150´103

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

18.3 Использование вторичных энергетических ресурсов

18.3.1 При проектированиисистем отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха зданий и сооруженийНПС следует использовать вторичные энергетические ресурсы (ВЭР) согласно СНиП 2.04.05гл. 8:

- тепло, содержащееся ввоздухе, удаляемом системами вентиляции;

- тепло, отводимое отэлектродвигателей магистральных насосов при их охлаждении.

Использование теплотывоздуха из систем вентиляции с естественным побуждением допускается непредусматривать, а в соответствии с п. 8.5а СНиП 2.04.05 из помещенийкатегории А (помещение магистральных насосов) не следует использовать теплыйвоздух в теплоутилизаторах.

18.3.2 Целесообразностьиспользования ВЭР для отопления, вентиляции и кондиционирования, выбор схемутилизации теплоты, теплоутилизационного оборудования и теплонасосных установокдолжны быть обоснованы технико-экономическим расчетом с учетом неравномерностипоступления ВЭР и теплопотребления в системах.

18.3.3 Резервированиетеплоснабжения при использовании ВЭР следует предусматривать в тех случаях,когда не допускается сокращение тепломощности потребителей в соответствии с СНиП 2.04.05,а также при авариях, очистке теплоутилизаторов или остановке технологическогооборудования.

19 Расчет потребности производственных площадей

19.1 Рабочая площадь и объем зданий НПС определяетсяиз условия выполнения всех операций по обслуживанию, ремонту оборудования итехнологической обвязки агрегатов и замены установленного оборудования спомощью подъемно-транспортных средств (кранов, талей). Грузоподъемность ихдолжна выбираться в проекте по данным завода-изготовителя насосных агрегатов сучетом выполнения подцентровочных работ и централизованного ремонтаагрегато-узловым методом. Для технического обслуживания и ремонтатехнологического оборудования наружной установки необходимо использоватьпередвижные грузоподъемные устройства.

19.2 Компоновка технологических установок, агрегатов идр. оборудования, поставляемого промышленностью в исполнении УХЛ4 по ГОСТ15150, должна осуществляться в помещениях, капитальных или всборно-разборных укрытиях или в блок-боксах заводского изготовления.

19.3 При размещении оборудования в помещениях должныпредусматриваться:

- основные проходы по фронту обслуживаниямагистральных насосных агрегатов, имеющих регулирующую и запорную арматуру,местные контрольно-измерительные приборы и т.п., шириной не менее 1,0 м;

- проходы между агрегатами необходимой ширины,достаточные для съема и выноса оборудования при ремонте, но не менее 2 м;

- ремонтные площадки, достаточные для разборкиоборудования и его частей при техническом обслуживании и осмотрах беззагромождения рабочих проходов, основных и запасных выходов и т.п.;

- центральные или основные проходы должны бытьпрямолинейными и свободными;

- минимальные расстояния для проходов устанавливаютсямежду выступающими частями оборудования с учетом фундаментов, ограждения и т.п.дополнительных устройств.

19.4 При использовании оборудования в исполнении УХЛ1или УХЛ2 по ГОСТ15150 для работы на открытом воздухе его размещение должно осуществлятьсяпо соответствующим строительным нормам с обеспечением необходимых разрывов, сустройством подъездов к ним как для специальных технологических установок.

В районах с холодным климатом при соответствующемобосновании размещать это оборудование разрешается в кожухах или укрытияхнезависимо от его климатического исполнения для обеспечения нормальных условийобслуживания и ремонта.

19.5 Нормы рабочей площади на МН (укрытие) с 4-мямагистральными насосными агрегатами с применением их последовательного илипараллельного соединения и стандартных строительных конструкций иунифицированного шага колонн равны:

- для МН с подачей до 3600 м3/ч - не менее430 м2/110 м2 на 1 агрегат/;

- для МН с подачей свыше 3600 до 12500 м3/чвключительно не менее 670 м2/170 м2 на 1 агрегат/.

19.6 Нормы размещения и нормы рабочей площади наэлектрооборудование и электроустановки НПС определяются по ПУЭ.

19.7 На площадках НПС должны предусматриватьсяскладские помещения для хранения инвентаря, инструмента, узлов и запасныхдеталей и осуществления профилактического ремонта и оборудования.

19.8 Степень огнестойкости зданий принимается всоответствии со СНиП 2.09.02.

19.9 Категории помещений и наружных установок повзрывопожарной и пожарной опасности для помещений и сооружений НПСмагистральных нефтепроводов принятые по ВППБ 01-05, приведены в Приложении В.

19.10 Территория площадки нефтеперекачивающей насоснойстанции по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности с учетомфункционального назначения подразделяется 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 резервной дизельной электростанции, блок-бокс воздушнойкомпрессорной, механической мастерской, кладовой оборудования, узла связи,подпорных и приточных вентиляторов; блочные устройства противопожарногоназначения (тушения), водоснабжения, оборотного водоснабжения и бытовойканализации;

III зона - резервуарные парки.

19.11 Противопожарные разрывы между I и II зоной пристроительстве сооружений в комплектно-блочном исполнении следует принимать неменее 9 м. В пределах одной зоны разрывы не нормируются и принимаются изусловий безопасности обслуживания производства, монтажных и ремонтных работ.Разрывы до сооружений питьевого назначения принимаются до границысанитарно-охранной зоны этих сооружений.

19.12 Расстояние между дизельными электростанциями,гаражом и блочными устройствами категорий А и Б принимается 15 м со стороныстены с проёмами.

19.13 Расстояние от закрытых блочных устройствкатегории Г и Д (блок-боксы котельной, дизельной электростанции) до резервуаровсобственного расхода объемом от 5 до 10 м3 принимается 20 м.

19.14 При решении генеральных планов перекачивающихнасосных станций здания и сооружения I зоныследует располагать ниже по рельефу по отношению к зданиям и сооружениям другихзон.

19.15 Внутриплощадочные дороги на НПС следуетпринимать с обочинами, приподнятыми над планировочной поверхностью прилегающейтерритории не менее 0,3 м согласно СНиП 2.05.02 и СНиП 2.11.03.

19.16 При установке запорной арматуры, приборов идругих врезок в колодцах глубиной более 2,5 м вход устраивается в виделестничных клеток с лестницами 3 типа.

19.17 Оснащение производственных объектовмагистральных нефтепроводов первичными средствами пожаротушения следуетпринимать по нормам, приведенным в «Правилах пожарной безопасности приэксплуатации магистральных нефтепроводов».

Обеспечение пожарных подразделений противопожарнымоборудованием и инвентарем определяется согласно нормам и табельным нормативамведомственной пожарной охраны.

19.18 В блочных закрытых устройствах категории Аобъемом до 200 м3 взрывные проемы допускается не предусматривать.

19.19 Для размещения испытательно-калибровочныхлабораторий предусматривается помещение площадью 150 м2.

20 Охрана труда

20.1 В проекте следует предусматривать мероприятия,обеспечивающие санитарно-гигиенические условия труда обслуживающего персоналасогласно действующим нормам, безопасность обслуживания оборудования,безопасность выполнения ремонтных работ в соответствии с требованиями ГОСТ12.0.003; ГОСТ12.1.007; ГОСТ12.1.005; ГОСТ 12.1.004; ГОСТ12.1.010; ГОСТ12.2.044; ГОСТ12.3.002 и других стандартов ССБТ.

Основными средствами для выполнения этих условийявляются:

- герметизация всех трубопроводов и оборудованиятехнологического процесса транспорта нефти;

- отключение оборудования при отклонении от нормальныхусловий эксплуатации;

- широкое внедрение автоматизации и телемеханизациипроизводственных процессов транспорта нефти;

- механизация работ;

- внедрение централизованного ремонта.

20.2 Метеорологические условия (температура,относительная влажность, скорость движения воздуха) для рабочей зоны должнысоответствовать нормативным требованиям СНиП 2.04.05.

20.3 Допустимые уровни звукового давления и уровнизвука на постоянных рабочих местах в производственных помещениях НПС следуетпринимать в соответствии с ГОСТ 12.1.003; для жилых иобщественных зданий и их территорий - в соответствии со СНиП II-12.

20.4 Допустимые величины параметров вибрации напостоянных рабочих местах следует принимать в соответствии с требованиями ГОСТ12.1.012 и действующими санитарными нормами.

20.5 С целью защиты обслуживающего персонала отисточников шума и вибрации при необходимости доведения их параметров донормативных показателей следует предусматривать специальные конструктивныемероприятия в соответствии со СНиПII-12.

20.6 Безопасность обслуживания электроустановокобеспечивается выполнением требований ПЭЭП и ГОСТ Р 51330.16.

20.7 Санитарно-бытовые помещения и сооружениявыполняются в соответствии со СНиП 2.09.04 и требованиямисанитарных норм проектирования

21 Гидравлические расчеты нефтепровода

21.1 Гидравлическими расчетами определяются рабочеедавление на перекачивающей станции с учетом гидравлических потерь, разностигеодезических отметок, а также характеристики насосных агрегатов.

Гидравлические расчеты производятся, исходя изпропускной способности нефтепровода, расчетных, физических характеристик перекачиваемойжидкости и расчетного диаметра.

21.2 Расчетное значение вязкости перекачиваемой нефтипринимается по п. 5.1.7.

В расчетах гидравлических потерь коэффициентгидравлического сопротивления должен определяться в зависимости от числаРейнольдса (Re):

при числах Re менее2000 по формуле:

l = 64/ Re;

при числах Re от2000 до 2800 по формуле:

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

при числах Re от2800 до Re1 поформуле:

l = 0,3164/ (Re0,25);

при числах Re от Re1 до Re2 поформуле:

l = B + (1,7/ Re0,5).

Предельные значения Re1, Re2 изначения В приведены в таблице 21.1.

Таблица 21.1

Наружный диаметр, мм

Re1 ´ 10-3

Re2 ´ 10-3

В ´ 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 таблице приведены данные при следующих величинахшероховатости труб:

для труб диаметром до 377 мм включительно принятасредняя абсолютная шероховатость - 0,125 мм, для труб большого диаметра - 0,100мм.

При числах Reбольших указанных в таблице 21.1 (в квадратичной зоне), значениекоэффициента гидравлического сопротивления остается постоянным.

Гидравлический уклон определяется по формуле:

где l - коэффициент гидравлического сопротивления;

d - внутренний диаметр, м;

w - скорость движения жидкости, м/с;

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

ПриложениеА

(рекомендуемое)

УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД ТОПЛИВА ДЛЯ ПАРОВЫХ И ВОДОГРЕЙНЫХКОТЛОАГРЕГАТОВ ПРИ 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

ТМ3-1/8

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

ТМ3-1/8

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)

ПЕРЕЧЕНЬ ОБЪЕКТОВ, ВХОДЯЩИХ В СОСТАВ МАГИСТРАЛЬНЫХНЕФТЕПРОВОДОВ (МН), А ТАКЖЕ СООРУЖЕНИЙ, ПРЕДНАЗНАЧЕННЫХ ДЛЯ ИХ ПОДДЕРЖАНИЯ ВЭКСПЛУАТАЦИОННОМ СОСТОЯНИИ, ДЛЯ ПРИМЕНЕНИЯ ЛЬГОТЫ 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, пуско-регулирующую 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

ГOCТ 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

СНиП 2.11.03-93

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

Список нормативно-технических документов к перечнюобъектов

ГОСТР 51164-98          Трубопроводыстальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии. Утвержден ивведен в действие Постановлением Госстандарта России от 23 апреля 1998 г № 144.

ГОСТ9.602-89*             ЕСЗКС.Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии. Утвержден и введенв действие Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от26.06.89 г. № 1985.

ГОСТ12124-87              Насосыцентробежные нефтяные для магистральных трубопроводов. Типы и основныепараметры. Утвержден и введен в действие. Постановлением Государственногокомитета СССР по стандартам от 28.09.87 г. № 3710.

МИ 1823-87                    Методические указания.Государственная система обеспечения единства измерений. Вместимость стальныхвертикальных цилиндрических резервуаров. Методика выполнения измеренийгеометрическим и объемным методами.

ГОСТ8.346-79*             ГСИ. Резервуарыстальные горизонтальные. Методы и средства поверки. Утвержден ПостановлениемГосударственного комитета СССР по стандартам от 16.02.1989 г. № 614, сроквведения установлен с 01.01.1981 г.

ГОСТ26600-98              Знаки навигационныевнутренних судоходных путей. Общие технические условия. ПостановлениемГосударственного комитета Российской Федерации по стандартизации и метрологииот 14 декабря 1999 г. № 512-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 26600-98 введенв действие непосредственно в качестве государственного стандарта Российской Федерациис 1 июля 2000 г.

ГОСТ 10807-78*            Знаки дорожные. Общие техническиеусловия. Утвержден и введен в действие Постановлением Государственного комитетаСССР по стандартам от 30.08.78 г. № 2401.

СНиП 2.05.06-85           Магистральные трубопроводы. УтвержденГосударственным комитетом СССР по делам строительства в 1985 г.

СНиП 2.04.09-84           Пожарная автоматика зданий исооружений. Утвержден Государственным комитетом СССР по делам строительства в1985 г.

СНиП2.11.03-93           Склады нефти инефтепродуктов. Противопожарные нормы. Утвержден Госстроем России в 1993 г.

СНиП2.04.02-84           Водоснабжение,наружные сети и сооружения. Утвержден Министерством строительства РоссийскойФедерации в 1996 г.

СНиП2.04.01-85           Внутреннийводопровод и канализация зданий. Утвержден Государственным комитетом СССР поделам строительства в 1986 г.

СНиП2.04.05-91           Отопление,вентиляция и кондиционирование. Утвержден Государственным комитетом СССР построительству и инвестициям от 28.11.1991 года

ВНТП5-95                     Нормытехнологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами(нефтебаз). Волгоград, 1995 г., утверждены Приказом Минтопэнерго России 3 апреля1995 г. № 64

ВНПБ-01-01-01              Пожарная охрана объектовмагистральных нефтепроводов. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2000 г., утвержденыприказом Президента ОАО «АК «Транснефть» от 04.04.2000 г.

ВНПБ-01-02-01              Установки пенного пожаротушения.Автоматическая система подслойного пожаротушения нефти пленкообразующейнизкократной пеной в вертикальных стальных резервуарах со стационарной иплавающей 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 нефтеперекачивающихнасосных станций. ОАО «АК «Транснефть». Общие технические требования

ВППБ 01-05-99              Правила пожарной безопасности приэксплуатации 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 МВДРоссии 1997 г., утверждены Главным государственным инспектором РоссийскойФедерации по пожарному надзору.

НПБ101-95                    Нормы проектирования объектов пожарной охраны. Сборник руководящихдокументов ГПС. Ч.1. М.: ГУПС МВД России, 1997 г., утверждены Главнымгосударственным инспектором Российской Федерации по пожарному надзору.

ППБ 01-93                      Правила пожарнойбезопасности в Российской Федерации.Утвержден МВД РФ с введением в действие 01.01.1994 г.

НПБ104-95                    Проектированиесистем оповещения людей о пожаре в зданиях и сооружениях. Сборник руководящихдокументов ГПС. Ч.3. - М.: ГУПС МВД России, 1996 г., утверждены Главнымгосударственным инспектором Российской Федерации по пожарному надзору.

НПБ110-96                    Переченьзданий, сооружений, помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическимиустановками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией. Сборникруководящих документов ГПС. Ч.4. - М.: ГУПС МВД России, 1997., утвержденыГлавным государственным инспектором Российской Федерации по пожарному надзору.

НПБ01 -93                     Порядокразработки и утверждения нормативных документов Государственной противопожарнойслужбы. Сборник руководящих документов ГПС. Ч.1. - М., 1997 г., Сборник руководящихдокументов ГПС. Ч.2. - М.: ГУПС МВД России, 1997 г., утверждены Главнымгосударственным инспектором Российской Федерации по пожарному надзору.

ПОМТ                             Правила охраны магистральныхтрубопроводов. Утверждены Постановлением Совмина СССР от 12.04. 1979 г. № 341.

РД39-30-1060-84          Инструкция пообследованию технического состояния подводных переходов магистральныхнефтепроводов. Уфа, ВНИИСПТнефть, 1984 г., утвержден Приказом Миннефтепрома от13.06.1984 г. № 360.

РД153-39.4-035-99       Правила техническойдиагностики магистральных нефтепроводов внутритрубными инспекционнымиснарядами. М.: ОАО «ЦТД «Диаскан», 1999 г., утвержден ОАО «АК «Транснефть»19.02.1999 г.

РД 153-39ТН-009-96    Положение о системетехнического обслуживания и ремонта электроустановок магистральныхнефтепроводов 10 (в 2-х частях). Уфа: ИПТЭР, 1997 г., утверждено ОАО «АК«Транснефть» 27.12.1996 г.

РД39-110-91                 Руководящийдокумент. Инструкция ликвидации аварий и повреждений на магистральныхнефтепроводах. Уфа: ИПТЭР, 1992 г., утвержден Миннефтегазпромом 29.10.1991 г.

РД39-30-93-78              Правилабезопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов. М.: ВНИИТБ, 1978 г.,утвержден Миннефтепромом 26.10.1998 г.

РД39-0147105-011-97  Табель техническогооснащения служб капитального ремонта магистральных нефтепроводов. Уфа: «ИПТЭР»,1998 г., утвержден ОАО «АК «Транснефть» 30.10.1997 г.

РД39-30-571-81            Инструкция поликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах, проложенных наболотах. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1981 г., утверждена Миннефтепромом 30.07.1981 г.

РД34.21.122-87             Инструкция поустройству молниезащиты зданий и сооружений. М.: АО «Энергосервис», 1987 г.,утвержден Главтехуправлением Минэнерго СССР

РД153-39.4-078-01       Руководящийдокумент. Правила технической эксплуатации резервуаров магистральныхнефтепроводов и нефтебаз. Уфа: ИПТЭР, 2001 г., утвержден Минэнерго России.

РД153-39.4-056-00       Правилатехнической эксплуатации магистральных нефтепроводов. Уфа: «ИПТЭР», 2000 г.,утверждены Минтопэнерго 14.08.2000 г.

СП34-101-98                 Свод Правил.Выбор труб для магистральных нефтепроводов при строительстве и капитальномремонте. Утвержден и введены в действие приказом по ОАО «АК «Транснефть» 13.01.1998 г. № 4

ПУЭ-2000                       Министерство топлива и энергетикиРоссийской Федерации. Главгосэнергонадзор России. Правила устройстваэлектроустановок. Шестое издание, переработанное и дополненное с изменениями.Москва, 2000 г.

ПриложениеВ

(обязательное)

КАТЕГОРИИ ПОМЕЩЕНИЙ И НАРУЖНЫХ УСТАНОВОК ПО ПОЖАРНОЙОПАСНОСТИ, КЛАСС ОПАСНЫХ ЗОН, КАТЕГОРИИ И ГРУППЫ СМЕСИ СОГЛАСНОВППБ-01-05-99

Наименование помещений наружных установок

Категория помещения НПБ-105-95

Класс взрывопожароопасных зон (ПУЭ)

Категория и 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-1a

2

IIА-Т3

 

4 Железнодорожные сливо-наливочные эстакады для нефти и нефтепродуктов

-

В-1г

1, 2

IIА-Т3

 

5 Сливо-наливочные причалы и пирсы для нефти и нефтепродуктов

-

В-1г

1, 2

IIА-Т3

 

6 Установки подогрева нефти (трубчатые печи)

-

В-1г

1, 2

IIА-Т3

 

7 Тоннели для нефтепроводов

-

B-1a

2

IIА-Т3

 

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

-

В-1г

1, 2

IIА-Т3

 

2 Канализационные и очистные сооружения

11 Канализационные насосные станции для неочищенных стоков:

в зданиях;

А

B-1a

2

IIА-Т3

 

открытые.

-

B-1г

1, 2

IIА-Т3

 

12 Канализационные насосные станции для очищенных стоков:

 

 

 

 

в зданиях;

Д

П-I

-

открытые.

-

П-II

-

 

13 Канализационные насосные станции для уловленной нефти и осадков с очистных сооружений

А

B-1a

2

IIА-Т3

 

14 Буферные резервуары для балластных вод

-

B-1a

2

IIА-Т3

 

15 Нефтеловушки:

 

 

 

 

закрытые;

А

B-1a

2

IIА-Т3

открытые.

-

В-1г

2

IIА-Т3

 

16 Резервуар-отстойник для балластных вод

-

В-1г

2

IIА-Т3

 

17 Песколовки

-

B-1г

2

IIА-Т3

 

18 Комплексы механической очистки:

 

 

 

 

отстойники;

А

B-1a

1, 2

IIА-Т3

фильтры.

В3

П 1

-

 

19 Флотационные установки:

 

 

 

 

в зданиях;

В3

П-I

-

открытые.

-

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 Топливо-заправочные пункты (ТЗП)

24 Помещения ТЗП

А

В-1а

2

IIА-Т3

 

25 Подземные резервуары для топлива

-

В-1г

2

IIА-Т3

 

26 Стояки бензовозов при сливе топлива и смотровые колодцы подземных резервуаров

-

8-1г

1, 2

IIА-Т3

 

27 Топливозаправочные колонки

-

В-1г

1, 2

IIА-Т3

 

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-1a

2

IIА-Т3

 

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-1a

2

IIА-Т3

 

33 Деревообрабатывающие цехи и участки

В1-В2

П-II

-

 

34 Закрытые стоянки автотранспорта

В

В-1б

3

-

 

35 Аккумуляторные:

 

 

 

 

зарядные агрегаты в одном помещении с аккумуляторной;

См. примечание 3

В-1б

2

IIC-T1

помещения зарядных агрегатов;

-«-

В-1б

2

IIC-T1

 

зарядные агрегаты в изолированном помещении.

Д

Норм.

-

 

36 Котельные

Г

Норм.

-

 

37 Лаборатории:

 

 

 

 

приемочные;

А

B-1a

2

IIА-Т3

 

весовые, титровальные;

А

B-1a

2

IIА-Т3

 

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 быть уточнены расчетом согласно указаниям НПБ 105-95 и НПБ 107-97, соответственно.

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

3 Категория и группа взрывоопасной смеси для дизельного топлива IIВ-Т3.

Помещения аккумуляторных (п. 35, а и б) относятся к категории Д или В4 при условии оборудования их аварийной вентиляцией с ее пуском от автоматических газоанализаторов. Кратность воздухообмена аварийной вентиляции следует определять по НПБ 105-95.

Ключевые слова: линейная часть; технологическаячасть; автоматизация; телемеханизация и автоматизированные системы управления;метрологическое обеспечение; электроустановки магистральных нефтепроводов;системы водоснабжения, канализации и пожаротушения; системы теплоснабжения,отопления, вентиляции и кондиционирования; производственно-технологическаясвязь; электрохимическая защита от коррозии; охрана окружающей природной среды;инженерно-технические мероприятия гражданской обороны; мероприятия по предупреждениючрезвычайных ситуаций; техническое обслуживание и ремонт магистральныхнефтепроводов; показатели расхода энергоресурсов; расчет потребностипроизводственных площадей; охрана труда; гидравлические расчеты нефтепровода.

50
Мне нравится
Комментировать Добавить в закладки

Комментарии могут оставлять только зарегистрированные пользователи.

Пожалуйста зарегистрируйтесь или авторизуйтесь на сайте.