Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
533.00 ₽

Купить СО 03-04-АКТНП-014-2004 — официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль".

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Нормы содержат требования, обязательные при проектировании новых, а также реконструируемых, расширяемых и технически перевооружаемых действующих магистральных нефтепродуктопроводов (МНПП), ответвлений и отводов от них, и подлежат обязательному соблюдению всеми предприятиями и организациями, осуществляющими этот вид деятельности, независимо от форм собственности и ведомственной принадлежности, а также общественными и иными организациями, включая совместные предприятия с участием зарубежных партнеров, зарубежными юридическими и физическими лицами на территории Российской Федерации.

Нормы распространяются на проектирование перекачивающих станций, наливных пунктов и линейной части магистральных нефтепродуктопроводов, предназначенных для транспортирования нефтепродуктов, имеющих давление насыщенных паров при t = 20°С не выше 93,3 кПа (700 мм рт. ст.): бензинов, дизельных топлив, топлив для реактивных двигателей, и имеют целью разработку проектных решений, обеспечивающих экономичность строительства и эксплуатации МНПП, малоотходную технологию последовательной перекачки нефтепродуктов, надежность и безопасность, охрану окружающей среды, а также обеспечение возможности перекачки нефтепродуктов в обратном направлении.

Оглавление

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
2. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ
3. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
4. ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
5. ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ
5.1. Общие положения
5.2. Основные технологические параметры МНПП
5.3. Фонды времени и режим работы МНПП
5.4. Требования к МНПП, предназначенным для последовательной перекачки нефтепродуктов
5.5. Перекачивающие станции
5.6. Линейная часть
5.7. Наливные пункты
5.8. Определение емкости резервуарных парков
5.9. Учет количества нефтепродуктов
5.10. Технологические трубопроводы
5.11. Химико-аналитические лаборатории
5.12. Электрохимическая защита от коррозии
5.13. Электроснабжение и электрооборудование
5.14. Автоматизация, телемеханизация и автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП)
5.15. Технологическая связь
6. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ
7. ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ
8. ОХРАНА ТРУДА И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ
9. ИНЖЕНЕРНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ГРАЖДАНСКОЙ ОБОРОНЫ. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЙ (ИТМ ГОЧС) НА ОБЪЕКТАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ
10. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ НА ОБЪЕКТАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ
11. НОРМАТИВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

Показать даты введения Admin

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТЕПРОДУКТОВ «ТРАНСНЕФТЕПРОДУКТ»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

СО 03-04-АКТНП-014-2004

1. РАЗРАБОТАН ОАО «Институт Нефтепродуктпроект»

2. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ с 1 декабря 2004 г. приказом ОАО «АК «Транснефтепродукт» от «22» ноября 2004 г. № 93

3. СОГЛАСОВАН Старшим вице-президентом ОАО «АК «Транснефтепродукт» С.П. Макаровым.

4. ВВЕДЕН ВЗАМЕН ВНТП 3-90 «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепродуктопроводов»

Содержание

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

2. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

3. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

4. ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

5. ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

5.1. Общие положения

5.2. Основные технологические параметры МНПП

5.3. Фонды времени и режим работы МНПП

5.4. Требования к МНПП, предназначенным для последовательной перекачки нефтепродуктов

5.5. Перекачивающие станции

5.6. Линейная часть

5.7. Наливные пункты

5.8. Определение емкости резервуарных парков

5.9. Учет количества нефтепродуктов

5.10. Технологические трубопроводы

5.11. Химико-аналитические лаборатории

5.12. Электрохимическая защита от коррозии

5.13. Электроснабжение и электрооборудование

5.14. Автоматизация, телемеханизация и автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП)

5.15. Технологическая связь

6. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ

7. ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

8. ОХРАНА ТРУДА И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

9. ИНЖЕНЕРНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ГРАЖДАНСКОЙ ОБОРОНЫ. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЙ (ИТМ ГОЧС) НА ОБЪЕКТАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

10. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ НА ОБЪЕКТАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

11. НОРМАТИВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

«Нормы технологического проектирования магистральных нефтепродуктопроводов» (в дальнейшем «Нормы») содержат требования, обязательные при проектировании новых, а также реконструируемых, расширяемых и технически перевооружаемых действующих магистральных нефтепродуктопроводов (МНПП), ответвлений и отводов от них, и подлежат обязательному соблюдению всеми предприятиями и организациями, осуществляющими этот вид деятельности, независимо от форм собственности и ведомственной принадлежности, а также общественными и иными организациями, включая совместные предприятия с участием зарубежных партнеров, зарубежными юридическими и физическими лицами на территории Российской Федерации.

Действие настоящих «Норм» распространяется на МНПП ОАО «АК «Транснефтепродукт», расположенные как на территории Российской Федерации, так и на МНПП ОАО «АК «Транснефтепродукт», расположенные на территории других государств, в части, не противоречащей законодательству соответствующих государств.

«Нормы» распространяются на проектирование перекачивающих станций, наливных пунктов и линейной части магистральных нефтепродуктопроводов, предназначенных для транспортирования нефтепродуктов, имеющих давление насыщенных паров при t = 20 °С не выше 93,3 кПа (700 мм рт. ст.): бензинов, дизельных топлив, топлив для реактивных двигателей, и имеют целью разработку проектных решений, обеспечивающих экономичность строительства и эксплуатации МНПП, малоотходную технологию последовательной перекачки нефтепродуктов, надежность и безопасность, охрану окружающей среды, а также обеспечение возможности перекачки нефтепродуктов в обратном направлении.

При расширении, реконструкции, техническом перевооружении действующих магистральных нефтепродуктопроводов требования настоящих «Норм» распространяются только на расширяемую, реконструируемую, технически перевооружаемую часть объектов, если другие требования не предусмотрены Заказчиком в задании на проектирование.

Настоящие «Нормы» не распространяются на действующие сооружения нефтепродуктопроводных систем, запроектированные и построенные в соответствии с ранее действовавшими «Нормами», за исключением случаев, когда дальнейшая эксплуатация этих сооружений может привести к недопустимой степени риска для жизни и здоровья людей, аварийным или чрезвычайным ситуациям.

Решения о реконструкции, ремонте или сносе существующих зданий и сооружений МНПП принимаются компетентными органами исполнительной власти или собственником объекта.

«Нормы» не распространяются на проектирование специальных (полевых) трубопроводов, а также трубопроводов, прокладываемых в морских акваториях, районах с сейсмичностью свыше 8 баллов - для подземных и свыше 6 баллов - для наземных трубопроводов и трубопроводов, прокладываемых в зонах вечномерзлых грунтов, а также предназначенных для транспортировки нефтепродуктов с подогревом.

2. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие документы:

Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 г. № 116-ФЗ

Федеральный закон «Об особо охраняемых природных территориях» от 14.03.1995 г. № 33-ФЗ

Федеральный закон «Об экологической экспертизе» от 23.11.1995 г. № 174-ФЗ

Федеральный закон «Об охране окружающей среды» от 10.12.2002 г. № 7-ФЗ

Федеральный закон «Об отходах производства и потребления» от 24.06.1998 г. № 89-ФЗ

Федеральный закон «О недрах» от 03.03.1995 г. № 2395-1 (ред. от 06.06.2003 г.)

Федеральный закон «О животном мире» от 24.04.1995 г. № 52-ФЗ

Федеральный закон «О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения» от 30.03.1995 г. № 52-ФЗ (ред. от 30.06.2003 г.)

Федеральный закон «Лесной кодекс» от 29.01.1997 г. № 22-ФЗ

Федеральный закон «Земельный кодекс» от 25.10.2001 г. № 136-ФЗ (ред. от 30.06.2003 г.)

Федеральный закон «Водный кодекс» от 16.11.1995 г. № 167-ФЗ

Постановление Правительства Российской Федерации «О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов» от 21.08.2000 г. (ред. от 15.04.2002 г.).

Приказ Министерства охраны окружающей среды и природных ресурсов Российской Федерации от 22.12.1995 г. № 525, приказ Комитета Российской Федерации по земельным ресурсам и землеустройству от 22.12.1995 г. № 67. Основные положения о рекультивации земель, снятии и рациональном использовании плодородного слоя почвы

ГОСТ Р 51330.2-99. Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 1. Взрывозащита вида «взрывонепроницаемая оболочка». Дополнение 1. Приложение Д. Метод определения безопасного экспериментального максимального зазора

ГОСТ Р 51330.5-99. Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод определения температуры самовоспламенения

ГОСТ Р 51330.11-99. Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам

ГОСТ Р 51330.19-99. Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 20. Данные по горючим газам и парам, относящиеся к эксплуатации электрооборудования

ГОСТ 12.1.012-90. Вибрационная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.003-83*. Шум. Общие требования

ГОСТ 12124-87*. Насосы центробежные нефтяные для магистральных трубопроводов. Типы и основные параметры

ГОСТ 6134-87*. Насосы динамические. Методы испытания

ГОСТ 17.1.3.10-83. Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных и подземных вод от загрязнения нефтью и нефтепродуктами при транспортировании по трубопроводу

ГОСТ Р 51330.9-99. Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон

ГОСТ Р 51330.16-99. Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 17. Проверка и техническое обслуживание электроустановок во взрывоопасных зонах (кроме подземных разработок)

ГОСТ 21655-87. Каналы и тракты магистральной первичной сети единой автоматизированной системы связи. Электрические параметры и методы измерений

ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ 9.602-89*. Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ 9544-93. Арматура трубопроводная запорная. Нормы герметичности затворов

ГОСТ Р МЭК 870-5-1-95. Устройства и системы телемеханики. Часть 5. Протоколы передачи. Раздел 1. Форматы передаваемых кадров

ОСТН-600-93. Руководство по строительству линейных сооружений связи

СНиП 11-01-95. Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и состава проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений

СНиП 2.01.51-90. Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны

СНиП 2.04.05-91*. Отопление, вентиляция и кондиционирование

СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы

СНиП 31-03-2001. Производственные здания

СНиП 31-05-2003. Административные и бытовые здания

СНиП 2.11.03-93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы

СНиП 23-05-95. Естественное и искусственное освещение

СНиП II-12-77. Защита от шума

СНиП II-89-80*. Генеральные планы промышленных предприятий

СНиП 3.05.05-84. Технологическое оборудование и технологические трубопроводы

СНиП II-35-76*. Котельные установки

СНиП III-42-80*. Магистральные трубопроводы

СНиП 21-01-97*. Пожарная безопасность зданий и сооружений (изд. 2000 г., с изм. 1 и 2)

СНиП 2.09.02-85. Общественные здания и сооружения (изд. 2001 г. с изм. 1, 2, 3, 4)

СанПиН 2.1.6.1032-01. Гигиенические требования к обеспечению качества атмосферного воздуха

СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03. Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов. Санитарные правила и нормы

РД 31.3.05-97. Нормы технологического проектирования морских портов

РД 34.21.122-87. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений

РД 45.120-2000. Нормы технологического проектирования. Городские и сельские телефонные сети

СО 08-04-АКТНП-009-2004. Табель технического оснащения аварийно-восстановительных пунктов магистральных нефтепродуктопроводов

РД 153-39.4Р-002-96. Табель технического оснащения ремонтно-строительной колонны для магистральных нефтепродуктопроводов

РД 153-39.4-034-98. Инструкция по контролю и обеспечению сохранности качества нефтепродуктов на предприятиях трубопроводного транспорта

РД 153-39.4-039-99. Электрохимическая защита магистральных трубопроводов и площадок МН

РД 153-39.4-041-99. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов

РД 153-39.4-045-99. Наставление по организации деятельности подразделений ведомственной пожарной охраны на объектах ОАО «АК «Транснефтепродукт»

РД 153-39.4-50-00. Ведомственные нормы технологического проектирования. Определение категорий помещений, зданий и наружных установок объектов трубопроводного транспорта нефтепродуктов по взрывопожарной и пожарной опасности

РД 153-39.4-113-01. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов

РД 153-39.4Р-136-2002. Положение о службе электрохимзащиты объектов магистральных нефтепродуктопроводов

ПОТ РО 112-002-98. Правила по охране труда при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов

ПУЭ. Правила устройства электроустановок

СП 2.2.1327-03. Гигиенические требования к организации технологических процессов, производственному оборудованию и рабочему инструменту

СП 11-101-95. Порядок разработки, согласования, утверждения и состава 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 11-113-2002. Порядок учета инженерно-технических мероприятий гражданской обороны и мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций при составлении ходатайства о намерениях инвестирования в строительство и обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений

ВСН 1-93. Инструкция по проектированию молниезащиты радиообъектов

ВСН 51-1.15-004-97. Инструкция по проектированию и строительству волоконно-оптических линий связи (ВОЛС) газопроводов

ВСН 116-93. Инструкция по проектированию линейно-кабельных сооружений связи

ВСН 333-93. Инструкция по проектированию. Проводные средства связи и почтовая связь. Производственные здания

НПБ 88-2001* с изм. 1. Установки пожаротушения и сигнализации. Нормы и правила проектирования

НПБ 104-03. Системы оповещения и управления эвакуацией людей при пожарах в зданиях и сооружениях

НПБ 105-03. Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности

НПБ 110-03. Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией

НПБ 201-96. Пожарная охрана предприятий. Общие требования

ПБ 03-585-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

ВППБ 01-03-96. Правила пожарной безопасности для предприятий АК «Транснефтепродукт»

ВНТП 5-95. Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз)

ВНТП 213-93. Радиорелейные линии прямой видимости.

3. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

Термин

Определение

ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ

3.1. Линейная часть МНПП

Собственно трубопровод, состоящий из линейных участков, имеющих сложную гидравлическую структуру, определяемую наличием магистральной части, ответвлений и отводов, а также линейных сооружений, обеспечивающих перекачку нефтепродуктов. К линейным сооружениям относятся: устройства защиты трубопровода от коррозии, линии электропередач для собственных нужд, линии и устройства связи и телемеханики, дороги, защитные сооружения различного назначения

3.2. Перекачивающая станция МНПП (ПС)

Комплекс сооружений, оборудования и устройств, обеспечивающих прием и закачку нефтепродуктов в МНПП

3.3. Головная перекачивающая станция МНПП (ГПС)

Комплекс сооружений, оборудования и устройств в начале МНПП, обеспечивающих прием, накопление и закачку нефтепродуктов в МНПП. ГПС могут также размещаться в местах протяженных ответвлений от магистрали нефтепродуктопровода

3.4. Промежуточная перекачивающая станция МНПП (ППС)

Комплекс сооружений, оборудования и устройств в промежуточной точке МНПП, обеспечивающих дальнейшую перекачку нефтепродуктов. ППС могут быть с резервуарной емкостью и без нее

3.5. Конечный пункт МНПП (КП)

Конечным пунктом МНПП может являться перевалочная, распределительная, перевалочно-распределительная нефтебазы, АЗС, склады ГСМ предприятий, наливные пункты ОАО «АК «Транснефтепродукт»

СОСТАВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МНПП

3.6. Магистраль МНПП

Часть МНПП, характеризующаяся наличием постоянного транзита нефтепродуктов от головной перекачивающей станции (ГПС) до конечного пункта (КП). Если в некоторой точке магистрали нефтепродуктопровода перекачка ведется непрерывно в двух и более направлениях, то продолжением магистрали считается то направление, по которому годовое количество перекачиваемых нефтепродуктов будет наибольшим.

3.7. Ответвление МНПП

Трубопровод, предназначенный для транспортировки нефтепродуктов от магистрали к предприятиям распределения или потребления нефтепродуктов.

Ответвление заканчивается резервуарным парком наливного пункта или потребителя.

В начале ответвления предусматривается соответствующая резервуарная емкость и собственная головная перекачивающая станция, т.е. в данном месте производится перевалка нефтепродуктов с одного трубопровода на другой. При большой протяженности на ответвлении могут быть промежуточные перекачивающие станции. Ответвление постоянно или длительное время в течение года подключено к магистрали МНПП

3.8. Отвод МНПП

Участок МНПП, служащий для подачи нефтепродуктов от ответвления, или от магистрали непосредственно потребителям. Для отвода характерна периодичность и сезонность работы, небольшая протяженность, постоянный диаметр и расход по всей протяженности

3.9. Однониточный отвод

Отвод, состоящий из одного трубопровода

3.10. Многониточный отвод

Отвод, состоящий из двух, трех и более параллельных трубопроводов

3.11. Подводящий нефтепродуктопровод

Трубопровод, предназначенный для подачи одной или последовательно нескольких групп нефтепродуктов от нефтеперерабатывающего завода, или от пунктов перевалки в резервуарный парк перекачивающей станции или непосредственно в МНПП

3.12. Линейная производственно-диспетчерская станция (ЛПДС)

Производственное подразделение МНПП, обеспечивающее бесперебойную работу и эксплуатацию оборудования, а также хозяйственную деятельность одной, двух или более перекачивающих станций и участков МНПП, закрепленных за ним

СОСТАВНЫЕ ЧАСТИ ПЕРЕКАЧИВАЮЩЕЙ СТАНЦИИ МНПП

3.13. Насосная станция

Здания или открытые площадки, где размещены основные и подпорные насосы с электродвигателями, а также системы, обеспечивающие нормальную эксплуатацию насосных агрегатов.

3.14. Резервуарный парк

Группа (группы) резервуаров, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов, ограниченная по периметру обвалованием или ограждающей стенкой - при наземных резервуарах, противопожарными проездами - при подземных резервуарах и резервуарах, установленных в котлованах или выемках.

3.15. Технологический нефтепродуктопровод

Нефтепродуктопровод, проложенный в пределах ПС, КП, НП и предназначенный для осуществления технологических операций

3.16. Узел пуска и приема поточных устройств

Система технологических трубопроводов и запорной арматуры, предназначенная для обеспечения пуска, приема и пропуска разделителей, очистных и диагностических устройств

3.17. Узел переключения

Система трубопроводов и запорной арматуры, предназначенная для подсоединения трубопроводов, резервуаров, насосов с целью осуществления технологических операций

3.18. Узел учета и контроля качества нефтепродуктов

Комплекс устройств для определения количества перекачиваемых нефтепродуктов и контроля их качественных показателей

3.19. Вспомогательная система инженерного обеспечения

Комплекс оборудования, позволяющий обеспечивать нормальное осуществление основного технологического процесса. К вспомогательным относятся системы: маслоснабжения, вентиляции, водоснабжения, канализации, теплоснабжения, энергоснабжения, пожаротушения, связи, сигнализации и др.

3.20. Блокировочный трубопровод

Трубопровод, являющийся перемычкой между параллельными линейными участками, предназначенный для осуществления различных вариантов эксплуатации перекачивающих станций и участков нефтепродуктопроводов, а также трубопровода между НПЗ и ГПС

ВИДЫ ПЕРЕКАЧКИ НЕФТЕПРОДУКТОВ

3.21. Прием-сдача нефтепродуктов

Процесс передачи нефтепродуктов между предприятиями, включающий технологические операции и оформление документации в установленном порядке.

3.22. Технологический режим перекачки

Совокупность значений расхода и давления, характеризующих работу МНПП

3.23. Режим перекачки нефтепродуктов «из насоса в насос»

Организация процесса перекачки нефтепродуктов без использования резервуаров на перекачивающих станциях.

3.24. Режим перекачки нефтепродуктов «с подключенными резервуарами» на перекачивающих станциях

Организация процесса перекачки нефтепродуктов с периодически подключенными резервуарами на перекачивающих станциях

3.25. Режим перекачки нефтепродуктов «через резервуары» на перекачивающих станциях

Организация процесса перекачки нефтепродуктов с постоянно подключенными резервуарами на перекачивающих станциях

3.26. Режим перекачки нефтепродуктов «минуя станцию»

Организация процесса перекачки нефтепродуктов без включения насосных агрегатов промежуточной перекачивающей станции

3.27. Последовательная перекачка нефтепродуктов по МНПП

Процесс непрерывной перекачки нескольких групп, марок нефтепродуктов по МНПП отдельными партиями

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ПЕРЕКАЧКИ

3.28. План поставки нефтепродукта

Суммарное количество нефтепродукта каждой группы, марки, которое должно быть доставлено на пункты сдачи МНПП за месяц, квартал, год

3.29. Проектная пропускная способность МНПП или его отдельного участка при последовательной перекачке нефтепродуктов в год

Количество последовательно перекачиваемых при оптимальном технологическом режиме перекачки нефтепродуктов, которое планируется на перспективу в указанном направлении при заданном количественном соотношении различных групп нефтепродуктов

3.30. Расчетная пропускная способность МНПП или его отдельных участков при последовательной перекачке нефтепродуктов

Определяется умножением проектной пропускной способности МНПП на коэффициент перераспределения, учитывающий изменения количественного соотношения групп нефтепродуктов, неравномерность их поставки НПЗ и отгрузки с наливных пунктов из-за неритмичной подачи железнодорожных цистерн и наливных судов в течение месяца, квартала, года

3.31. Пропускная способность действующего МНПП или его отдельных участков

Определяется гидравлическим расчетом по фактическим параметрам, с учетом ограничений по допустимому давлению, минимальной скорости потока и мощности установленных насосных агрегатов

3.32. Рабочее давление

Определяется линией гидравлического уклона на профиле трассы МНПП после перекачивающей станции до конечного пункта перекачки с резервуарным парком, расположенным ниже линии эпюры допускаемых предельных давлений в МНПП

3.33. Максимально допустимое рабочее давление

Наибольшее избыточное внутреннее давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации МНПП

3.34. Предельно допустимое рабочее давление

Наибольшее допустимое рабочее давление на локальном участке МНПП, обеспечивающее устойчивый безаварийный режим его эксплуатации

3.35. Минимальное допустимое рабочее давление

Минимальное допустимое рабочее давление, обеспечивающее последовательную перекачку нефтепродуктов с минимально допустимой скоростью потока, указанной в п. 4.7 настоящего стандарта

3.36. Отбор нефтепродуктов по отводам мнпп

Отбор нефтепродуктов попутным потребителям через отводы МНПП

3.37. Зона смеси нефтепродуктов при последовательной перекачке

Длина участка МНПП, в пределах которого находится смесь последовательно перекачиваемых нефтепродуктов

3.38. Цикл последовательной перекачки

Периодически повторяющаяся очередность следования партий нефтепродуктов в МНПП

3.39. Продолжительность цикла последовательной перекачки

Промежуток времени, в течение которого осуществляется один цикл последовательной перекачки нефтепродуктов

3.40. Количество циклов последовательной перекачки

Количество, показывающее, сколько раз в году происходит смена последовательно закачиваемых в МНПП партий нефтепродуктов

Примечание: Количество циклов, а следовательно, и продолжительность цикла последовательной перекачки могут быть различными для отдельных участков МНПП

НЕФТЕПРОДУКТЫ

3.41. Нефтепродукт

Готовый продукт, полученный при переработке нефти

3.42. Физико-химическое свойство

Составная часть эксплуатационного свойства нефтепродукта, характеризующая совокупность однородных явлений, определяемых в лабораторных условиях

3.43. Показатель качества нефтепродукта

Количественная характеристика одного или нескольких свойств нефтепродукта, рассматриваемая применительно к определенным условиям его производства и применения

3.44. Кондиционный нефтепродукт

Нефтепродукт, удовлетворяющий всем требованиям нормативно-технической документации (ГОСТ, ОСТ, ТУ)

3.45. Некондиционный нефтепродукт

Нефтепродукт, не удовлетворяющий требованиям ГОСТ, ОСТ, ТУ

3.46. Тип нефтепродукта

Совокупность нефтепродуктов аналогичного функционального назначения (топливо, масло, смазка, кокс, битум, сжиженные нефтяные газы)

3.47. Группа нефтепродуктов

Совокупность нефтепродуктов одного типа, имеющая сходные свойства и область применения (бензин, дизельное топливо, топливо для реактивных двигателей)

3.48. Подгруппа нефтепродуктов

Совокупность нефтепродуктов, входящих в одну группу и имеющих сходные показатели качества и область применения (бензин автомобильный, дизельное топливо для быстроходных дизелей и судовых газовых турбин, дизельное топливо для автотранспортных тепловозных и судовых дизелей, топливо для реактивных двигателей с дозвуковой скоростью, топливо для реактивных двигателей со сверхзвуковой скоростью и т.д.).

3.49. Марка нефтепродукта

Индивидуальный нефтепродукт (название, номерное или буквенное обозначение), состав и свойства которого регламентированы нормативно-технической документацией (бензин А-76, бензин АИ-93, дизельное топливо «Л», дизельное топливо «З», дизельное топливо «ДЛ», дизельное топливо «ДС» и т.д.)

3.50. Вид нефтепродукта

Нефтепродукты одной марки, но имеющие различные значения по одному из показателей качества.

3.51. Сорт нефтепродукта

Градация нефтепродукта определенного вида по одному или нескольким показателям качества, установленная нормативно-технической документацией в зависимости от значений допускаемых отклонений показателей качества (бензин неэтилированный, летний бензин с давлением насыщенных паров 500 мм рт. ст., зимний бензин с давлением насыщенных паров 700 мм рт. ст., дизельное топливо с содержанием серы 0,2 %, дизельное топливо с содержанием серы 0,5 %, дизельное топливо вязкостью 3,5 сСт, при 20 °С, то же, вязкостью 6,0 сСт и т.д.)

4. ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АВП - Аварийно-восстановительный пункт

АВР - Автоматическое включение резерва

АЗС - Автомобильная заправочная станция

АПВ - Автоматическое повторное включение

АСУ ТП - Автоматизированная система управления технологическими процессами

АТС - Автоматическая телефонная станция

БС - Базовая станция (связи)

ВЛ - Воздушная линия (электропередачи)

ВКС - Видеоконференцсвязь

ВОЛС - Волоконно-оптическая линия связи

ВСВ - Временно согласованные выбросы

ВЭР - Вторичные энергетические ресурсы

ГО - Гражданская оборона

ГОСТ - Государственный стандарт

ГПС - Головная перекачивающая станция

ИТМ ГОЧС - Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны и предупреждения чрезвычайных ситуаций

КЛ - Кабельная линия (электроснабжения)

КЛС - Кабельная линия связи

КП - Конечный пункт

КПТМ - Контрольный пункт телемеханики

ЛВС - Локальная вычислительная сеть (связи)

ЛПДС - Линейная производственно-диспетчерская станция

МДП - Местный диспетчерский пункт (связи)

МНПП - Магистральный нефтепродуктопровод

ННБ - Наклонно-направленное бурение

НПП - Нефтепродуктопровод

НРП - Необслуживаемый регенерационный пункт (связи)

НТД - Нормативная техническая документация

ОАВП - Опорный аварийно-восстановительный пункт

ОАО - Открытое акционерное общество

ОВОС - Оценка воздействия на окружающую среду

ООС - Охрана окружающей среды

ОЦК - Основной цифровой канал (связи)

ПДВ - Предельно допустимые выбросы

ПДК - Предельно допустимые концентрации

ПО - Производственное отделение

ПОО - Потенциально опасный объект

ППР - Плановый предупредительный ремонт

ППС - Промежуточная перекачивающая станция

ПКУ - Пункт контроля и управления

ПС - Перекачивающая станция

ПУЭ - Правила эксплуатации электроустановок

РДП - Региональный диспетчерский пункт

РУ - Распределительное устройство

РП - Рабочий проект

СЗЗ - Санитарно-защитная зона

СКЗ - Станция катодной защиты

РРЛ - Радиорелейная линия связи

СОРМ - Система оперативно-розыскных мероприятий

СОУ - Система обнаружения утечек

ТОР - Техническое обслуживание и ремонт

ТУ - Технические условия

ТЭО - Технико-экономическое обоснование

ЦСР - Централизованная система ремонта

ЦДП - Центральный диспетчерский пункт

ЧС - Чрезвычайная ситуация

5. ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

5.1. Общие положения

5.1.1. Магистральный нефтепродуктопровод (МНПП) включает:

трубопровод с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения перекачивающих станций, конечных и наливных пунктов, узлами пуска и приема очистных и диагностических устройств;

головную и промежуточные перекачивающие и наливные станции, резервуарные парки;

установки электрохимической защиты от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства автоматики и телемеханики;

линии электропередач для обслуживания МНПП и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты;

противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения;

земляные амбары для аварийного сбора нефтепродуктов;

здания и сооружения линейной службы эксплуатации;

постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы МНПП и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения МНПП;

узлы учета нефтепродуктов;

указательные и предупредительные знаки.

К ответвлениям относятся трубопроводы, имеющие собственные ГПС и технологически связанные с магистралью.

К отводам относятся трубопроводы, подключаемые непосредственно к линейной части магистрали или ответвлению.

5.1.2. Проектирование МНПП должно выполняться с учетом требований действующих государственных стандартов, строительных норм и правил, отраслевых руководящих документов и Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97 г. № 116-ФЗ.

Перечень нормативных документов, на которые имеются ссылки, приведен в разделе 2.

5.1.3. При проектировании МНПП необходимо учитывать новейшие достижения науки, техники и технологии, механизации, автоматизации и телемеханизации объектов, передовой отечественный и зарубежный опыт, разработки, обеспечивающие повышение эффективности капитальных вложений, надежность и долговечность объектов, экономию материальных ресурсов, рациональное использование земель и охрану окружающей среды, экономичность и безопасность эксплуатации.

Применяемые при проектировании техника и технологии должны быть обеспечены разрешительными документами.

5.1.4. «Нормы» учитывают применение известных в настоящее время проектных решений, а также освоенных типов оборудования и материалов.

В проектах необходимо предусматривать наибольшую технически возможную блокировку зданий, сооружений и максимальное использование их площадей и объемов.

5.1.5. Отступления от настоящих «Норм» допускаются, если они направлены на достижение новых, более совершенных проектных решений, дающих более высокие технико-экономические показатели, при сохранении равных или лучших условий по надежности.

Во всех случаях отступления от «Норм» должны приводиться соответствующие обоснования, подлежащие утверждению совместно с представляемой предпроектной или проектной документацией.

После утверждения документации разрешение на отступление от обязательных требований «Норм» в обоснованных случаях может быть дано только ОАО «АК «Транснефтепродукт», которым утверждены и введены в действие настоящие «Нормы», при наличии компенсирующих мероприятий и согласований органов надзора, а также разработчика настоящих «Норм».

При наличии соответствующих согласований и разрешения на отступление от «Норм» проектная документация должна быть откорректирована по заданию Заказчика.

5.1.6. Для крупных и сложных объектов выполняются предпроектные проработки на стадиях «Декларация о намерениях», «Обоснование инвестиций» и проектная документация на стадии «Технико-экономическое обоснование (проект)». Рабочая документация разрабатывается после утверждения в установленном порядке ТЭО (проект).

5.1.7. Проектирование несложных объектов с использованием повторно применяемых и индивидуальных проектов, построенных и положительно зарекомендовавших себя в процессе эксплуатации, а также объектов, проектируемых по действующим типовым проектам, допускается на стадии «Рабочий проект» (РП).

5.1.8. Проектирование на всех стадиях должно выполняться на основании заданий Заказчика, согласованных и утвержденных в установленном порядке.

5.2. Основные технологические параметры МНПП

5.2.1. К основным технологическим параметрам МНПП относятся:

• часовой расход, м3/ч;

• проектная годовая пропускная способность, млн. т/год;

• протяженность, км;

• наружный диаметр, мм;

• рабочее давление на выходе перекачивающих станций, МПа;

• количество перекачивающих станций;

• объем и количество резервуаров на перекачивающих станциях, наливных и конечных пунктах.

5.2.2. Проектная пропускная способность МНПП принимается на основании задания на проектирование с учетом перспективного развития и ресурсного обеспечения нефтепродуктопроводного транспорта, существующих транспортно-экономических связей по распределению нефтепродуктов, рассматриваемых на стадии обоснования инвестиций.

5.2.3. Физико-химические свойства нефтепродуктов, определяющие их качество, должны приниматься по соответствующим ГОСТ, ОСТ и ТУ с учетом фактических данных Заказчика.

5.2.4. Состав сооружений и технологического оборудования перекачивающих и наливных станций проектируемого МНПП определяется задаваемой проектной годовой пропускной способностью, количеством и объемом партий перекачиваемых нефтепродуктов, поступающих на промежуточные станции и конечный пункт.

5.2.5. При предварительном выборе отдельных параметров МНПП возможно использование данных, приведенных в табл. 1.

Таблица 1
(справочно)

Наружный диаметр МНПП, мм

Скорость перекачки, м/с

Пропускная способность, млн. т/год

219

1,0-1,3

0,8-1,1

273

0,9-1,2

1,2-1,6

325

0,8-1,3

1,5-2,5

377

0,8-1,4

2,0-3,6

426

0,75-1,4

2,5-4,6

530

0,75-1,6

4,0-8,5

Примечания.

1. Указанные в таблице параметры рассчитаны для участков МНПП между перекачивающими станциями протяженностью 150 км, без учета геодезических отметок их начала и конца.

2 Увеличение пропускной способности более указанной в таблице, обеспечивается разработкой дополнительных технических мероприятий.

5.2.6. Оптимальный диаметр труб МНПП и ответвлений должно определяться технико-экономическим расчетом.

Толщина стенки МНПП определяется расчетом с последующей проверкой его прочности, деформативности и общей устойчивости.

5.2.7. Диаметр отводов определяется, исходя из требуемого максимального расхода нефтепродуктов в отводе при минимально возможном давлении в узле присоединения и обеспечения отбора каждого сорта нефтепродукта в цикле последовательной перекачки за время прохождения его узла присоединения.

5.2.8. Отводы к потребителям необходимо предусматривать однотрубными при условии постоянной перекачки по МНПП одного вида нефтепродукта.

При последовательной перекачке нефтепродуктов количество ниток отводов должно соответствовать количеству видов перекачиваемых нефтепродуктов (бензин, дизтопливо).

5.2.9. Допускается подключение к отводу автозаправочных станций (АЗС) при условии, что автозаправочная станция входит в общий комплекс отдельно стоящего автомобильного наливного пункта (распределительного пункта) с резервуарной емкостью.

Непосредственное подключение АЗС к отводу не допускается.

5.3. Фонды времени и режим работы МНПП

5.3.1. Режим работы МНПП - круглосуточный, непрерывный для загруженных трубопроводов. Расчетное количество рабочих суток магистральных нефтепродуктопроводов принимается равным 350 сут (8400 ч).

Расчетное количество рабочих суток принято с учетом затрат времени на техническое обслуживание объектов МНПП.

5.3.2. Расчетная пропускная способность проектируемого МНПП определяется посредством умножения его проектной пропускной способности на коэффициент перераспределения - Кп, учитывающий возможность изменения количественного соотношения различных групп нефтепродуктов в процессе эксплуатации, неравномерности поставки нефтепродуктов с НПЗ, а также неритмичности их отгрузки с наливных пунктов из-за несвоевременной подачи железнодорожных цистерн или танкеров. Расчетная пропускная способность МНПП принимается на 5-10 % выше проектной (Кп @ 1,05-1,1).

5.3.3. Пропускная способность действующего МНПП определяется гидравлическим расчетом по его фактическим параметрам, с учетом ограничений по максимально допустимому давлению, минимально допустимой скорости потока и производительности установленных насосных агрегатов (по участкам и МНПП в целом).

5.3.4. В период до вывода МНПП или отдельных его участков на проектную пропускную способность допускается его эксплуатация в режиме с остановками, при условии заполнения на период остановки всего МНПП или его части одной группой нефтепродукта, в зависимости от профиля трассы и расположения линейных задвижек.

5.3.5. Расчетный часовой расход нефтепродукта, соответствующий расчетной годовой пропускной способности МНПП, деленной на количество часов его работы в год, должен быть обеспечен при средней температуре грунта на уровне оси трубопровода в наиболее холодный месяц.

5.3.6. Продолжительность и последовательность включения отводов для отбора заданного количества нефтепродукта определяется, исходя из продолжительности прохождения партии каждого сорта нефтепродукта за цикл последовательной перекачки узлов присоединения каждого из отводов, с учетом оптимального технологического режима работы участка между перекачивающими станциями, к которому подсоединены отводы.

5.4. Требования к МНПП, предназначенным для последовательной перекачки нефтепродуктов

5.4.1. Последовательная перекачка нескольких групп, подгрупп, марок, видов и сортов нефтепродуктов в одном направлении по одному МНПП должна осуществляться в соответствии со стандартом организации СО 06-16-АКТНП-003-2004 «Инструкция по транспортированию нефтепродуктов по магистральным нефтепродуктопроводам системы ОАО «АК «Транснефтепродукт» методом последовательной перекачки».

5.4.2. Последовательная перекачка разнородных нефтепродуктов по МНПП осуществляется циклами. Каждый цикл состоит из нескольких партий нефтепродуктов, располагающихся в определенной последовательности. Порядок следования партий нефтепродуктов в цикле определяется таким образом, чтобы каждый нефтепродукт контактировал с двумя другими (предыдущим и последующим), наиболее близкими к нему по свойствам.

5.4.3. Продолжительность - t (ч) цикла перекачки или ее периодом называется интервал времени между началом (концом) закачки в МНПП серии партий нефтепродуктов и началом (концом) закачки очередной серии тех же партий.

5.4.4. Годовое количество - N циклов последовательной перекачки связано с продолжительностью - t цикла перекачки и определяется формулой:

                                                                                                                                                               (1)

где t - продолжительность цикла;

Т - расчетное количество рабочих часов МНПП в год (см. п. 5.3.1).

5.4.5. При последовательной перекачке бензинов разных марок контактирующие пары подбираются с наименьшей разницей октановых чисел.

При последовательной перекачке дизельных топлив разных марок контактирующие пары подбираются из условия минимальной разности температур их вспышки, а при одинаковой разности температур вспышки - из условия минимальной разности содержания серы.

5.4.6. Размеры партий нефтепродуктов, закачиваемых в МНПП на ГПС, рекомендуется устанавливать с запасом показателей качества, обеспечивающим полную раскладку технологических смесей на наливных конечных пунктах и отгрузку потребителям кондиционных нефтепродуктов.

5.4.7. При последовательной перекачке топлив для реактивных двигателей (за исключением РТ, Т-6 и других термостабильных топлив для реактивных двигателей) в контакте с партиями дизельного топлива или бензина* вся образовавшаяся технологическая смесь раскладывается только в дизельном топливе или неэтилированном бензине, соответственно. Сброс смеси в резервуары с топливом для реактивных двигателей не допускается.

______________

* Пункт 5.7 «Инструкции по транспортированию нефтепродуктов по магистральным нефтепродуктопроводам системы ОАО «АК «Транснефтепродукт» методом последовательной перекачки» (СО 06-16-АКТНП-003-2004) предусматривает последовательную перекачку указанных нефтепродуктов при положительном решении межведомственной комиссии по результатам опытной перекачки и специальных испытаний топлива для реактивных двигателей.

5.4.8. Основным режимом перекачки нефтепродуктов является перекачка «из насоса в насос». При необходимости допускается перекачка нефтепродуктов с подключенным резервуаром на ППС при условии соответствия марки, вида или сорта нефтепродукта в подключенном резервуаре марке, виду или сорту нефтепродукта, перекачиваемого по МНПП. При этом технологическая схема станции должна исключать возможность подмешивания нефтепродуктов из тупиковых линий и «карманов» перед задвижками.

5.4.9. Перекачка смеси нефтепродуктов через промежуточные станции должна производиться только в режиме «из насоса в насос».

5.4.10. Объем смеси, образующейся в МНПП постоянного или переменного диаметра при последовательной перекачке в безостановочных режимах на заданное расстояние с постоянным или переменным по длине МНПП расходом, а также объем смеси в МНПП с многочисленными отводами, через которые осуществляется отбор нефтепродуктов или их подкачка, оптимальное количество циклов перекачки в условиях полной или неполной загрузки МНПП могут быть рассчитаны с помощью пакета компьютерных программ «МИКС» или согласно СО 06-16-АКТНП-003-2004.

Расчет объема смеси при остановках последовательной перекачки нефтепродуктов с различной плотностью, при наличии информации о профиле МНПП рекомендуется выполнять с помощью пакета компьютерных программ «ОСТАНОВКА».

Собственником компьютерных программ «МИКС» и «ОСТАНОВКА» является ОАО «АК «Транснефтепродукт».

5.4.11. Для снижения количества смеси нефтепродуктов, образующейся при последовательной перекачке по МНПП, при проектировании рекомендуется предусматривать следующие мероприятия:

• упрощение технологической обвязки перекачивающих станций и резервуарных парков с применением быстродействующей запорной арматуры;

• применение средств автоматизации контроля прохождения смеси нефтепродуктов по МНПП.

Наряду с этим:

не рекомендуется сооружение лупингов, резервных ниток через водные преграды и вставок диаметрами, отличающимися от диаметров МНПП между перекачивающими станциями;

не допускается последовательная перекачка нефтепродуктов с подключенными лупингами и резервными нитками.

При наличии лупингов или резервных ниток через водные преграды на участке МНПП, по которому осуществляется последовательная перекачка, устанавливается запорная арматура класса герметичности не ниже «А» по ГОСТ 9544-93, отключающая параллельные нитки.

5.5. Перекачивающие станции

5.5.1. Перекачивающие станции (ПС) МНПП подразделяются на головные (ГПС) и промежуточные (ППС).

ГПС - станция, расположенная в начале магистрального нефтепродуктопровода или ответвления от него.

ППС могут быть с резервуарной емкостью или без нее.

5.5.2. На магистральных нефтепродуктопроводах большой протяженности должна предусматриваться организация эксплуатационных участков протяженностью от 400 до 600 км, обеспечивающую работу ППС по схеме «из насоса в насос», без использования емкости. Количество таких станций определяется гидравлическим расчетом.

5.5.3. ППС с резервуарной емкостью размещаются на МНПП в местах его соединения с другими трубопроводными транспортными системами, а также на границах смежных линейных участков с разностью часовых подач перекачивающими станциями более 20 %.

5.5.4. Расстановка перекачивающих станций выполняется на основании гидравлических расчетов, с учетом геологических условий, наличия автодорог, железных дорог и их станций, источников электроснабжения, газоснабжения, водоснабжения, теплоснабжения, телефонных и радиосетей, а также благоустроенных населенных пунктов с объектами социального обеспечения в районе площадок.

5.5.5. В состав основных технологических сооружений ГПС и ППС с резервуарной емкостью входят: резервуарный парк, магистральная насосная станция с подпорными насосами, предохранительные устройства, узел с регулирующими клапанами, узел приема и откачки утечек, площадка с фильтрами-грязеуловителями, узлы управления задвижками, узлы ввода присадок, узлы учета и контроля качества нефтепродуктов.

Технологические трубопроводы перекачивающей станции ограничиваются ее приемной и выходной задвижками.

5.5.6. В состав основных технологических сооружений ППС без резервуарного парка входят сооружения, перечисленные в п. 5.5.5, кроме резервуарного парка и подпорных насосов.

5.5.7. Для перекачки нефтепродуктов по магистральному нефтепродуктопроводу должны применяться центробежные насосы, предназначенные для перекачки автобензина, дизельного топлива и керосина и удовлетворять требованиям ГОСТ 12124-87*, ГОСТ 6134-87*, или требованиям стандарта API-610.

5.5.8. Для обеспечения заданной производительности перекачки при минимальных энергозатратах может использоваться как последовательная, так и параллельная схема включения насосов.

5.5.9. Управление работой насосными агрегатами (насоса с приводным двигателем) с использованием станционной автоматики и телемеханики должно обеспечивать их эксплуатацию в оптимальном режиме.

5.5.10. На выходных линиях подпорных насосов до магистральных насосов должна устанавливаться арматура и оборудование, рассчитанные на давление не ниже 2,5 МПа.

5.5.11. На период эксплуатации МНПП, строящихся по этапам, до вывода их отдельных участков на полную загрузку, а также для обеспечения заданной производительности перекачки при минимальных энергозатратах следует предусматривать установку магистральных насосов, оснащенных сменными роторами с обточенными колесами или уменьшенным количеством рабочих колес (секций многосекционных насосов), если не предусмотрены специальные методы регулирования производительности, обеспечивающие перекачку при оптимальном КПД.

5.5.12. Суммарный напор основных центробежных насосов должен приниматься в соответствии с требуемым напором перекачивающей станции как для условий обеспечения подачи нефтепродукта при полной загрузке МНПП, так и для условий обеспечения расчетной пропускной способности МНПП.

5.5.13. Диаметры обточки рабочих колес или количество секций секционных магистральных насосов и их характеристики принимаются по данным заводов-изготовителей, исходя из расчетной производительности перекачки на соответствующем этапе ввода в эксплуатацию.

5.5.14. Количество рабочих магистральных и подпорных насосов ПС должно определяться, исходя из расчетного давления в МНПП, характеристик насосов и перекачиваемых нефтепродуктов, а также заданной производительности перекачки.

5.5.15. В насосной станции на группу рабочих насосов должен дополнительно предусматриваться один резервный. При наличии двух групп однотипных насосов, предназначенных для перекачки нефтепродуктов в двух направлениях, для каждой группы необходимо предусматривать по одному резервному насосу.

5.5.16. На ПС и НП с резервуарным парком в целях защиты коммуникаций и арматуры от повышения давления в МНПП, или из-за неправильного переключения запорной арматуры резервуарного парка на приемных трубопроводах резервуарных парков необходимо устанавливать не менее 2-х предохранительных клапанов. На участках трубопроводов после узлов регулирования давления на ПС, а также на узлах подключения перекачивающих станций к МНПП необходимо устанавливать быстродействующие обратные клапаны.

5.5.17. До и после предохранительных клапанов следует устанавливать отключающие задвижки с ручным приводом, при этом в проекте необходимо указывать, что эти задвижки должны быть опломбированы в открытом положении.

5.5.18. Трубопроводы должны быть уложены от предохранительных клапанов с уклоном не менее 0,002 в сторону дренажа или резервуаров для сброса нефтепродуктов.

5.5.19. Количество предохранительных клапанов на приемных трубопроводах резервуарных парков рассчитывается на максимально возможную пропускную способность МНПП с учетом 30 % резерва. Сброс нефтепродукта от предохранительных клапанов должен быть предусмотрен в отдельные безнапорные резервуары, объем которых определяется расчетным путем для максимальных значений расходов, в зависимости от времени, необходимого оператору на выполнение вспомогательных операций, и времени переключения задвижек. При отсутствии отдельных резервуаров расчетной вместимости могут использоваться товарные резервуары с ограничением взлива, обеспечивающие прием сбрасываемого объема нефтепродукта.

5.5.20. Регулирование режима работы на участках МНПП, работающего по схеме перекачки нефтепродуктов «из насоса в насос», должно осуществляться преимущественно за счет рационального подбора параметров насосных агрегатов, в том числе с применением устройств регулирования числа оборотов насосных агрегатов.

5.5.21. Технологическая схема ППС с резервуарной емкостью должна обеспечивать возможность ее временной работы в режиме «из насоса в насос», а схема подключения ППС к МНПП - его работу мимо станции, в том числе при ее внезапной остановке.

5.5.22. На всех перекачивающих станциях должен осуществляться раздельный сбор и откачка технологических утечек по группам нефтепродуктов; количество емкостей сбора утечек должно быть не менее двух.

5.6. Линейная часть

5.6.1. В состав линейной части МНПП входят:

собственно трубопровод с ответвлениями, лупингами и отводами, запорной и регулирующей арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия;

наземные линейные сооружения, включающие:

а) здания и сооружения линейной службы эксплуатации (дома обходчиков, вертолетные площадки);

б) постоянные дороги, расположенные вдоль трассы МНПП, и подъезды к ним; переезды через трубопровод;

в) противопожарные, противооползневые, противоэрозионные и другие защитные сооружения;

г) установки электрохимической защиты от коррозии;

д) линии к сооружения технологической связи, средства и сооружения телемеханики и КИП;

е) линии электропередачи для снабжения электроэнергией запорной и другой арматуры, средств электрохимзащиты, ПКУ телемеханики;

ж) устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установок электрохимзащиты;

и) опознавательные и сигнальные знаки местонахождения МНПП, километровые указатели, предупредительные плакаты и знаки, опознавательные знаки системы производственно-технологической связи;

к) камеры пуска-приема очистных и поточных устройств, а также узлы подключения перекачивающих станций к МНПП;

л) в отдельных случаях - узлы учета нефтепродуктов.

5.6.2. Земельные участки для линейной части МНПП отводятся в постоянное и временное пользование.

Земельные участки под наземные линейные сооружения отводятся в постоянное пользование.

5.6.3. Размеры земельных участков, отводимых под строительство, определяются проектом в соответствии с действующими нормами.

5.6.4. Линейная часть магистральных нефтепродуктопроводов проектируется в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*.

5.6.5. При значительных перепадах высот по трассе МНПП, когда гидростатическое давление нефтепродукта или суммарное гидростатическое и рабочее давление может превысить допустимое для данного трубопровода, необходимо предусматривать станции подъема, защиты и дросселирования.

5.6.6. Проектирование переходов через водотоки выполняется траншейным, надземным методами, способом наклонно-направленного бурения (ННБ) или микротоннелирования.

Выбор метода сооружения водного перехода определяется заданием на проектирование или технико-экономическими расчетами с учетом удобства обслуживания и других местных условий.

5.6.7. Для многониточных переходов через водотоки может предусматриваться одна общая резервная нитка.

При этом между резервной и основными нитками необходимо предусматривать перемычки с запорной арматурой класса герметичности «А» по ГОСТ 9544-93, устанавливаемой на границах переходов.

5.6.8. Запорную арматуру (в основном, приварную) на трассе МНПП следует устанавливать в зависимости от рельефа местности, пересекаемых искусственных и естественных преград и в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*.

В случаях использования фланцевой запорной арматуры ее установка должна обеспечивать свободный доступ к фланцевым соединениям корпуса и сальниковым устройствам.

Линейная запорная арматура должна быть равнопроходной, иметь привод и устройства системы управления, обеспечивающие возможность ручного, местного и, при наличии системы телемеханики, дистанционного управления класса герметичности не ниже «В» по ГОСТ 9544-93.

За линейной задвижкой по направлению потока должна быть предусмотрена установка манометра класса точности не ниже 1,5 или (и) датчика давления (при наличии системы телемеханики). Врезку отборных устройств необходимо, как правило, выполнять на верхней наружной поверхности трубопровода перпендикулярно его оси. За запорной арматурой (по направлению потока) должна быть предусмотрена установка сигнализатора прохождения поточных устройств.

Колодцы и киоски для размещения запорной арматуры, в целях предотвращения возможности несанкционированного проникновения в них посторонних лиц, должны быть обеспечены запорами, а также соответствующей сигнализацией с выдачей сигнала в систему телемеханики (при ее наличии).

5.6.9. При пересечении МНПП магистральных железных дорог переход с обеих сторон оборудуется задвижками. Расстояние от задвижек до подошвы полотна дороги устанавливается проектом с учетом рельефа местности, планового расположения и профиля трассы МНПП, наличия застройки вдоль трасс, геологических и других местных условий.

5.6.10. Участки МНПП на переходах железных дорог, прокладываемых в защитном футляре из стальных труб, должны на одном из концов футляра оборудоваться контрольным смотровым колодцем.

5.6.11. На МНПП должны предусматриваться узлы пуска-приема поточных устройств.

На лупингах и резервных нитках переходов допускается применение передвижных временных камер приема-пуска, что должно быть предусмотрено в задании на проектирование.

На существующих МНПП узлы пуска-приема следует также предусматривать в местах перехода с одного диаметра на другой.

5.6.12. Площадки стационарных узлов пуска-приема, располагаемые на линейной части, а также на ПС, вне их ограды, должны быть ограждены.

5.6.13. Расстояние от площадки узла пуска и приема поточных устройств, а также от площадки узлов учета, фильтров-грязеуловителей до производственных зданий и сооружений при применении открытого огня должно быть не менее 40 м, от прочих зданий и сооружений - не менее 15 м.

5.6.14. Для участков МНПП, проложенных через болота, аварийный запас труб должен предусматриваться в размере 0,3 % их протяженности, для остальных участков - 0,1 %. Складирование аварийного запаса труб следует предусматривать на площадках перекачивающих станций или усадьбах линейных обходчиков.

5.6.15. При необходимости, в дополнение к местным дорогам общего пользования для технического обслуживания и наблюдения за линейной частью МНПП и линейными сооружениями, а также патрулирования службой охраны и защиты могу предусматриваться подъезды к трассе, а также вдольтрассовые проезды.

5.6.16 У ПС, НП, стационарных узлов пуска-приема поточных устройств, на лупингах и резервных нитках, а также у линейных задвижек, к которым затруднен подъезд, следует предусматривать устройство вертолетных площадок, необходимость которых определяется заданием на проектирование.

5.6.17. Должна предусматриваться установка на местности опознавательных знаков МНПП, сигнальных знаков и постоянных реперов на расстоянии не менее 5 км друг от друга и в местах пересечения МНПП с водными преградами, знаков «Остановка запрещена» - в местах пересечения с автодорогами и предупредительных знаков.

5.6.18. При проектировании линейной части двухтрубных или многотрубных отводов диаметром 108-159 мм включительно допускается прокладка их в одной траншее с расстоянием в свету - 400 мм, а для отводов диаметром 219-426 мм - 700 мм.

5.6.19. При заходе МНПП на НП и КП необходимо устанавливать электрифицированную задвижку с местным и дистанционным управлением, рассчитанную на рабочее давление насосной станции, классом герметичности не ниже «В» по ГОСТ 9544-93.

5.6.20. Допускается проектирование участков МНПП на территории городов и других населенных пунктов при выполнении дополнительных мероприятий, повышающих надежность и безаварийность их эксплуатации, при соответствующих обоснованиях и согласованиях с надзорными органами, также в соответствии с установленными нормами.

5.7. Наливные пункты

5.7.1. Наливные пункты (НП) предназначены для приема нефтепродуктов из МНПП в резервуары и отгрузки в железнодорожные цистерны, автоцистерны или морские (речные) суда.

5.7.2. Наливные пункты в зависимости от их расположения по трассе МНПП могут быть промежуточными или конечными (КП).

5.7.3. Проектирование НП следует выполнять в соответствии с положениями, изложенными в СНиП 2.11.03-93, ВНТП 5-95 и применением автоматизированных систем определения количества нефтепродуктов при приеме и отпуске.

5.7.4. Железнодорожные наливные пункты

5.7.4.1. В состав основных технологических сооружений НП входят: резервуарный парк, наливная насосная станция, железнодорожные наливные устройства, узел учета и контроля качества нефтепродуктов, узел предохранительных устройств, технологические трубопроводы.

5.7.4.2. Пропускная способность железнодорожных НП определяется заданием на их проектирование.

5.7.4.3. Весовая норма железнодорожных маршрутов (брутто) устанавливается по согласованию с подразделениями ОАО «Российские железные дороги» и указывается Заказчиком в задании на проектирование.

5.7.4.4. Время налива железнодорожных маршрутов или групп цистерн должно определяться в соответствии с «Уставом железных дорог РФ». Время непосредственного налива маршрута или группы цистерн не должно превышать 80 мин.

5.7.4.5. Для налива железнодорожных маршрутов, а также групп цистерн общей весовой нормой (брутто) более 700 т должны предусматриваться двухсторонние наливные эстакады с устройствами, рассчитанными на налив смешанного состава цистерн различной грузоподъемности.

5.7.4.6. Длина железнодорожной эстакады для налива нефтепродуктов или железнодорожного пути для цистерн, заполняемых при точечном наливе, определяется с учетом длины маршрута полной весовой нормы.

5.7.4.7. Железнодорожные наливные устройства должны быть оборудованы автоматическими устройствами для предотвращения перелива нефтепродуктов из цистерн, устройствами для дистанционного управления насосными агрегатами и сигнализацией, а также устройствами для механизации и герметизации процесса налива, предусматривающими, при необходимости, отвод паров нефтепродуктов в резервуары или их рекуперацию.

5.7.4.8. В наливных насосных станциях должны устанавливаться группы насосов, работающих по отдельно выделенным трубопроводам.

Примечание. Для внутриплощадочных перекачек нефтепродуктов должна предусматриваться возможность использования насосов наливных насосных станций.

5.7.4.9. Наливная насосная станция должна быть оснащена приборами автоматической защиты, а также оборудованием, обеспечивающим возможность ее работы без постоянного обслуживающего персонала (при необходимости). Объем защит насосного агрегата определяется по техническим условиям завода-изготовителя и заданием на проектирование.

5.7.4.10. Режим работы железнодорожных наливных пунктов по приему и отгрузке нефтепродуктов - круглосуточный, в течение 350 сут в год.

5.7.4.11. Мощность железнодорожных наливных пунктов определяется по формулам:

                                                                            (2)

Qгод = Qсут × 350, тыс. т/год                                                                                         (3)

где nм - количество наливных маршрутов в сутки;

рн - вес (нетто) наливного маршрута, т;

K1 - коэффициент неравномерности подачи цистерн (К = 1,1-1,3);

Кн - коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов (определяется заданием на проектирование);

350 - количество дней отгрузки нефтепродуктов на НП в году.

5.7.5. Автоналивные пункты.

5.7.5.1. В состав основных технологических сооружений автоналивных пунктов (АНП) входят: отдельные резервуары, наливные устройства с узлами учета нефтепродуктов, насосная станция для внутриплощадочных перекачек, предохранительные устройства, технологические трубопроводы.

5.7.5.2. В качестве автоналивных устройств должны применяться автоматизированные системы верхнего или нижнего налива, оборудованные счетчиками, центробежными насосами, устройствами для предотвращения перелива и герметизации автоцистерн, а также слива остатков нефтепродуктов из наливных патрубков после налива.

5.7.5.3. Автоналивные устройства должны оборудоваться в виде островков с навесами, обеспечивая налив одиночных автоцистерн или автоцистерн с одним прицепом.

Необходимость одновременного налива автоцистерн и прицепа, а также их наибольшая грузоподъемность определяется заданием на проектирование.

Налив многосекционных автоцистерн, предназначенных для перевозки различных видов нефтепродуктов, осуществляется через существующие наливные устройства. В случае несовпадения зон обслуживания наливных устройств с горловинами секций автоцистерн позиционирование горловины секции перед наливом обеспечивается маневрированием автоцистерны, исходя из расположения наливных устройств для каждого вида нефтепродукта.

5.7.5.4. Для каждой марки нефтепродукта должны предусматриваться отдельные трубопроводы от раздаточных резервуаров до автоналивных устройств.

5.7.5.5. Режим работы автоналивных пунктов по приему нефтепродуктов - круглосуточный, в течение 350 сут в год, по отгрузке - в одну или две смены в течение 360 сут в год и уточняется заданием Заказчика на проектирование.

5.7.5.6. Мощность автоналивных пунктов определяется по формулам:

                                                                                    (4)

Qгод = Qсут × t, т/год                                                                                                      (5)

где n - количество наливных устройств;

q - расчетная производительность наливного устройства с учетом основного и вспомогательного времени, м3/ч;

Ки - коэффициент использования наливного устройства, Ки = не более 0,7;

t - время работы в сутки, ч (определяется заданием на проектирование);

r - плотность нефтепродукта, т/м3;

Кн - коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов (уточняется при проектировании в соответствии с нормами и заданием на проектирование).

5.7.6. Морские (речные) наливные пункты.

5.7.6.1. Состав технологических сооружений, нормы обработки морских и речных судов следует принимать с учетом положений ВНТП 5-95, Норм технологического проектирования морских портов (РД 31.3.05-97) и Норм технологического проектирования портов и пристаней на внутренних путях Минречфлота РФ.

5.7.6.2. Мощность речных (морских) причалов определяется по формулам:

                                                                      (6)

Qгод = Qмес × m, тыс. т/год                                                                                           (7)

где 720 - количество часов в месяц;

Дс - грузоподъемность расчетного судна, тыс. тн;

а - коэффициент использования грузоподъемности расчетного судна;

Кзан - коэффициент занятости причала при выполнении сливо-наливных операций;

Кмет - коэффициент неравномерности подхода судов по метеорологическим условиям;

t - длительность занятости причала под грузовыми и вспомогательными операциями при обработке судна, ч;

Кр - коэффициент ремонтных работ, К=1,01;

m - количество месяцев навигации.

Количество причалов определяется по формуле:

                                                                                                          (8)

где Qмес.max - максимальный грузооборот в наиболее напряженный месяц, тыс. т.

Указанные в формулах величины представляются Заказчиком в составе исходных данных для проектирования.

5.7.7. В необходимых случаях, для обеспечения заданной проектной пропускной способности магистрального нефтепродуктопровода или ответвления возможно размещение отдельно стоящих или совмещенных с перекачивающими станциями, промежуточными наливными пунктами сливных пунктов из железнодорожных цистерн или морских (речных) судов.

Обустройство сливных пунктов выполняется в каждом конкретном случае, исходя из их размещения, на предпроектных и проектных стадиях.

5.8. Определение емкости резервуарных парков

5.8.1. При последовательной перекачке нескольких групп нефтепродуктов головная перекачивающая станция МНПП должна располагать вместимостью резервуарного парка, определяемой суммарным объемом всех видов нефтепродуктов в соответствии с принятым количеством циклов последовательной перекачки.

При перекачке одной группы нефтепродукта вместимость резервуарного парка ГПС должна приниматься в размере от 2-х до 3-х суточной расчетной пропускной способности МНПП, в зависимости от количества сортов нефтепродукта, условий их поступления с НПЗ, протяженности участков МНПП, других факторов и обосновывается проектом.

5.8.2. Вместимость резервуарного парка ГПС определяется по формуле:

                                                                   (9)

где К - коэффициент неравномерности работы МНПП (К@1,15-1,2);

Gi - годовые объемы перекачки каждого вида нефтепродукта, т;

N - количество циклов последовательной перекачки;

h - коэффициент использования резервуарной емкости (см. табл. 2);

ri - плотность нефтепродукта, т/м3;

Т - общий фонд времени в году, ч;

Qmaxi - максимальный часовой расход МНПП, м3/ч;

n - количество видов нефтепродукта.

Таблица 2
(справочно)

Коэффициенты использования резервуарной емкости (h)

Тип резервуара

Без понтона

С понтоном

V неисп. емк, %

Мертвый остаток, %

Ремонт, %

Коэф. исп. h

V неисп. емк, %

Мертвый остаток, %

Ремонт, %

Коэф. исп. h

РВС-1000 (Æ 10,43, Н=11,9)

6

6

5

0,83

10

15

5

0,7

РВС-5000 (Æ 20,92, Н=17,9)

6

6

5

0,84

8

17

5

0,7

РВС-10000 (Æ 28,5, Н=17,9)

5

5

5

0,85

7

14

5

0,74

РВС-20000 (Æ 39,9, Н=17,9)

5

5

5

0,85

7

14

5

0,74

Примечание. Для других геометрических размеров (типов) резервуаров коэффициенты использования емкости (h) определяются проектом, по паспортам резервуаров или опросным листам на их проектирование на стадии разработки чертежей.

5.8.3. На ППС, расположенных на границе смежных линейных участков с объемами отбора нефтепродукта в отводы, превышающими разность часовых подач насосных станций более 20 % и не позволяющими осуществлять перекачку по схеме «из насоса в насос», должен предусматриваться резервуарный парк вместимостью не менее среднесуточного объема перекачки нефтепродукта данной станции.

5.8.4. Вместимость приемного резервуарного парка ПС, расположенных в пунктах ответвления МНПП, определяется, исходя из режимов работы участков до и после ответвления по формуле:

               (10)

где Км - коэффициент неравномерности работы магистрали (К@1,15-1,2);

Крт - коэффициент неравномерности работы ответвительного трубопровода (Крт @ 1,15-1,2);

 - цикличность перекачки i-го нефтепродукта в ответвительном трубопроводе;

Gi - годовой объем i-го нефтепродукта, поступающий на перекачивающую станцию, м3;

Qmaxi - максимальная подача i-го нефтепродукта, поступившего на перекачивающую станцию, м3/ч;

 - годовой объем i-го нефтепродукта, подлежащий перекачке в ответвительный трубопровод, м3;

 - максимальная подача i-го нефтепродукта в ответвительный трубопровод, м3/ч;

 - цикличность перекачки i-го нефтепродукта в магистрали.

5.8.5. Вместимость резервуарного парка попутной нефтебазы рекомендуется определять по формуле:

                                                                          (11)

где Кр - коэффициент неравномерности реализации нефтепродуктов (Кр @ 2,0);

Gi - годовой объем i-го нефтепродукта, отбираемого по отводу на попутную нефтебазу, м3;

Ni - годовое количество циклов в i-ом отводе по i-му сорту нефтепродукта;

qmax - максимальный часовой расход нефтепродукта в i-ом отводе, м3/ч.

5.8.6. Вместимость резервуарного парка конечного пункта МНПП определяется по формуле:

                                                                  (12)

где  - годовой объем i-го нефтепродукта, поступающего на конечный пункт, м3;

 - максимальная подача нефтепродуктов в конце МНПП, определяемая гидравлическим расчетом, м3/ч.

5.8.7. При приеме смеси нефтепродуктов должны дополнительно предусматриваться резервуары для приема смеси разных групп нефтепродуктов (см. раздел 5.4).

5.8.8. Единичная вместимость товарных резервуаров и их количество в общей вместимости резервуарных парков наливных пунктов и перекачивающих станций должна определяться с учетом:

• распределения нефтепродуктов по сортам;

• необходимости иметь по условиям эксплуатации не менее двух резервуаров для каждого сорта нефтепродукта;

• требований возможно большей однотипности и единичной вместимости резервуаров.

5.8.9. Для сокращения потерь нефтепродуктов с высокой упругостью паров от испарения должны применяться резервуары с понтонами, в том числе неметаллическими, или с плавающими крышами, а при необходимости - газоуравнительные или газоулавливающие системы.

5.9. Учет количества нефтепродуктов

5.9.1. Учет количества нефтепродуктов на МНПП при приеме, хранении, транспортировании и отпуске осуществляется в весовых единицах.

Для учета количества нефтепродуктов применяются системы измерения массы нефтепродуктов в резервуарах (средства резервуарного учета), основанные на косвенном методе статических измерений, или поточные узлы учета, основанные на прямом или косвенном методах динамических измерений.

5.9.2. В зависимости от выполняемых функций средства учета количества нефтепродуктов на МНПП подразделяется на оперативные и коммерческие.

Средства оперативного учета предназначены для обеспечения нормального режима эксплуатации МНПП и оперативного контроля баланса перекачиваемых нефтепродуктов, а средства коммерческого учета - для получения с известной погрешностью измерений информации о количестве нефтепродуктов, необходимой и достаточной для проведения учетно-расчетных операций.

5.9.3. Коммерческий учет нефтепродуктов на МНПП предусматривается:

• в пунктах приема нефтепродуктов от поставщиков;

• в местах разветвления грузопотоков;

• на границах соседних дочерних ОАО;

• в пунктах сдачи нефтепродуктов потребителям (наливные пункты, нефтебазы);

• в местах таможенного контроля - МТК.

Средства коммерческого учета могут размещаться на объектах МНПП или на объектах поставщиков и потребителей по совместному согласованию.

При размещении поточных узлов учета нефтепродуктов вдали от ПС, НП и нефтебаз при проектировании необходимо предусматривать их обустройство: ограждение, подъездные пути, системы энергоснабжения, водоснабжения, канализации, связи, телемеханики, пожаротушения, охраны, административно-бытовые помещения, в том числе для размещения ремонтных бригад, площадки для стоянки техники.

5.9.4. Для оперативного контроля баланса перекачиваемых по МНПП нефтепродуктов используются средства резервуарного учета, или на входе и выходе промежуточных перекачивающих станций устанавливаются оперативные поточные узлы учета. На промежуточных перекачивающих станциях, работающих в режиме «из насоса в насос», оперативные узлы учета рекомендуется устанавливать на выходе станций.

5.9.5. Коммерческие системы резервуарного учета и узлы учета нефтепродуктов на потоке представляют собой комплектные системы, включающие технологическое оборудование учета, устанавливаемое на резервуарах или трубопроводах, и центральное оборудование, которое осуществляет расчетные, контрольные и управляющие функции.

5.9.6. Разработка и поставка средств коммерческого учета осуществляется в соответствии с частными техническими условиями Заказчика. Проектная привязка узла коммерческого учета нефтепродуктов к конкретным условиям объекта осуществляется в соответствии с технической документацией на оборудование.

Разработка, поставка и привязка средств коммерческого учета нефтепродуктов на объекте должны обеспечивать:

• учет массы нефтепродуктов с известной погрешностью, нормированной национальными стандартами, ЧТУ, ТЗ или другими документами;

• осуществление поверки;

• оперативность управления технологическими процессами учета;

• защиту технологического оборудования учета от возникновения аварийных ситуаций, безопасность его эксплуатации.

Средства коммерческого и оперативного учета должны быть обеспечены методами и средствами поверки (калибровки) и подлежат обязательному метрологическому контролю и надзору при эксплуатации. Измерения массы нефтепродуктов должны выполняться по методике выполнения измерений (МВИ), утвержденной и зарегистрированной Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (бывш. Госстандарт РФ) в установленном порядке.

5.9.7. Все средства измерений, используемые при оперативном и коммерческом учете, должны быть допущены к применению в РФ* и иметь документы, подтверждающие их соответствие техническим условиям и стандартам РФ, в том числе:

______________

* Примечание. Перечень разрешительных документов, необходимых для применения средств коммерческого и оперативного учета нефтепродуктов на МНПП, расположенных на территории Украины, Республики Беларусь и Казахстана, устанавливается законодательством этих государств.

• разрешение Ростехнадзора (бывш. Госгортехнадзора РФ) на применение оборудования для объектов трубопроводного транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов;

• сертификат Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии об утверждении типа средства измерений;

• сертификат Госэнергонадзора РФ о взрывозащищенности оборудования;

• свидетельства Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии о первичной (периодической) поверке.

5.9.8. Коммерческие системы «резервуарного» учета и поточные узлы учета, устанавливаемые на объектах МНПП, при их приемке в эксплуатацию подлежат испытаниям для целей утверждения типа в соответствии с федеральным законом РФ «Об обеспечении единства измерений».

5.10. Технологические трубопроводы

5.10.1. Прокладка технологических трубопроводов по территории перекачивающих станций, наливных и конечных пунктов МНПП должна быть преимущественно надземной, на низких эстакадах или опорах.

При соответствующем обосновании возможна подземная прокладка.

5.10.2. На технологические трубопроводы, прокладываемые на территории перекачивающей станции и конечного пункта, с рабочим давлением более 2,5 МПа, распространяются требования к магистральным нефтепродуктопроводам относительно зданий и сооружений, технологические установки которых не потребляют и не перекачивают нефтепродукты с указанным давлением. Расстояние от указанных трубопроводов по горизонтали в свету до фундаментов зданий и сооружений при давлении менее 2,5 МПа следует принимать в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93.

5.10.3. Коллектор магистральной насосной от входа первого насоса до задвижки на выходе станции должен рассчитываться на давление - 1,25 рабочего давления в МНПП.

5.10.4. Трубопроводы должны прокладываться с уклоном не менее 0,002 в сторону сборников утечек или дренажных устройств. Скорости движения в трубопроводах должны составлять:

• во всасывающих и самотечных трубопроводах - 0,5-1,5 м/с;

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

5.10.5. На участки трубопроводов от подпорных насосов до магистральных, а также от магистральных насосов до задвижки на выходе станции распространяются нормы проектирования магистральных трубопроводов (СНиП 2.05.06-85*, СНиП III-42-80), на остальные - нормы проектирования технологических трубопроводов (СНиП 3.05.05-84, ПБ 03-585-03).

5.10.6. При разработке технологических схем трубопроводов следует избегать тупиковых участков, увеличивающих дополнительное образование смеси нефтепродуктов.

5.10.7. Устанавливаемые детали стальных трубопроводов (переходники, тройники, заглушки, фланцы) должны удовлетворять требованиям стандартов, норм и нормалей.

5.10.8. Границами технологических трубопроводов являются входная и выходная задвижки ПС, НП.

5.11. Химико-аналитические лаборатории

5.11.1. На перекачивающих станциях МНПП с резервуарным парком и наливных пунктах должны предусматриваться лаборатории для проведения контроля качества нефтепродуктов, анализа производственных и бытовых стоков и контроля за загрязнением окружающей среды. Здание лаборатории должно соответствовать требованиям СНиП по проектированию производственных зданий промышленных предприятий, складов нефти и нефтепродуктов.

Рекомендуется, по возможности, при соответствующем технико-экономическом обосновании, предусматривать приборы для контроля показателей качества нефтепродукта на потоке.

5.11.2. Требования к лабораториям и перечень лабораторных анализов изложены в РД 153-39.4-034-98, ПОТ РО 112-002-98, ВППБ 01-03-96.

5.11.3. Лаборатории запрещается размещать в зданиях административного и бытового назначения. Здание лаборатории должно быть максимально приближено к контролируемым объектам.

5.11.4. Размеры лаборатории, ее внутренняя планировка, состав помещений и оснащенность оборудованием и приборами определяются, исходя из количества и видов выполняемых анализов, количества одновременно хранящихся проб нефтепродуктов.

5.11.5. Каждая лаборатория должна состоять из помещений приема проб, моечной, комнат анализов, весовой, титровальной, склада проб, склада реактивов, моторной для определения октанового числа для автомобильных бензинов и цетанового числа для дизельного топлива, служебных, бытовых и вспомогательных помещений.

Необходимость помещений для размещения оборудования, предназначенного для моторных испытаний нефтепродуктов, по каждой ПС определяется заданием на проектирование.

По требованию заказчика склады проб могут размещаться в отдельном здании, как правило, в полузаглубленном или заглубленном исполнении, оборудованном в соответствии с требованиями норм.

5.12. Электрохимическая защита от коррозии

5.12.1. При проектировании электрохимической защиты сооружений МНПП от почвенной коррозии следует руководствоваться требованиями нормативных документов.

Электрохимическая защита подземных металлических сооружений и коммуникаций должна осуществляться независимо от коррозионной активности грунтов и условий эксплуатации.

Проектирование электрохимической защиты от почвенной коррозии и коррозии, вызываемой блуждающими токами, должно выполняться на основании результатов изысканий, с учетом данных прогноза изменения электрических параметров защищаемых сооружений.

5.12.2. Электрохимическую защиту МНПП и сопутствующих или пересекаемых коммуникаций сторонних собственников допускается выполнять как совместным, так и раздельным способами. Раздельная защита предусматривает осуществление мер по исключению вредного влияния на защищаемое сооружение согласно действующих нормативно-технических документов.

При выполнении совместной электрохимзащиты от коррозии все электрические перемычки должны выполняться в соответствии с требованиями действующей НТД.

5.12.3. Электрохимическую защиту трубопроводов и кабелей, подлежащих защите от почвенной коррозии, следует выполнять установками катодной защиты или протекторными установками.

5.12.4. Электрохимическую защиту кожухов на переходах через сооружения необходимо предусматривать по результатам изысканий в грунтах с удельным электрическим сопротивлением менее 50 Ом × м, а также в зонах влияния блуждающих токов.

5.12.5. Для катодной защиты линейной части МНПП следует применять автоматические катодные станции. Для вновь строящихся и реконструируемых МНПП рекомендуется применять станции с возможностью телеизмерений и телерегулирования, при включении этого требования в задание на проектирование. Для катодной защиты подземных коммуникаций перекачивающих станций и наливных пунктов допускается применение неавтоматических установок.

5.12.6. Размещение установок катодной защиты на трассах МНПП следует выполнять с учетом:

• обеспечения необходимой величины защитного потенциала трубопровода;

• наличия участков повышенной коррозионной опасности (водных переходов, солончаков, свалок и т.п.);

• наличия источников электроснабжения катодных станций;

• технико-экономической целесообразности совмещения в общих узлах установок катодной защиты, линейной запорной арматуры и усилительных пунктов линий технологической связи.

Расстояние между установками катодной защиты во всех случаях не должно превышать 0,9 расчетной величины зоны защиты катодных станций на данном участке, определенной на конец 10-летнего срока эксплуатации.

5.12.7. Отводы от МНПП должны быть оборудованы изолирующими фланцами в начале и конце отводов. На отводах протяженностью менее 1 км изолирующие фланцы в начале отвода не устанавливаются.

5.12.8. Расчетная величина мощности катодной станции по постоянному току для 10-летнего срока эксплуатации не должна превышать 60 % номинальной мощности катодной станции. При этом расчетная величина напряжения на выходе станции не должна превышать 75 % величины выбранного предела (диапазона) напряжения СКЗ.

5.12.9. Цепи электрохимической защиты следует выполнять кабелями, проложенными в земле. На некультивируемых землях допускается выполнение этих цепей воздушными линиями, удовлетворяющими требованиям ПУЭ по проектированию воздушных линий электропередачи до 1000 В.

При проектировании катодной защиты на перекачивающих станциях и наливных пунктах допускается прокладка цепей электрохимической защиты по существующим и проектируемым кабельным эстакадам и лоткам с соблюдением норм ПУЭ.

5.12.10. Соединение точки дренажа и минуса катодной станции должно выполняться медным кабелем сечением не менее 35 мм2. Кабельное соединение плюса катодной станции и анодного заземлителя рекомендуется выполнять медным кабелем с выбором сечения по максимальной величине тока установки с коэффициентом 1,2, но не менее 35 мм2 по меди. Контрольные проводники должны иметь сечение не менее 6 мм2 по меди.

5.12.11. Защиту МНПП от блуждающих токов железнодорожного электрифицированного транспорта следует осуществлять автоматическими станциями катодной защиты, или установками дренажной защиты, устанавливаемыми на пересечениях и сближениях МНПП с электрифицированной железной дорогой на расстоянии 2 км и менее. При этом необходимость установки дренажа должна быть подтверждена результатами измерений потенциалов «рельс-земля» и «сооружение-земля» (на ближайших сооружениях).

5.12.12. Электрохимическую защиту стальных резервуаров допускается осуществлять как станциями катодной защиты площадки, так и протекторными установками. Выбор типа защиты определяется заданием на проектирование.

5.12.13. Параметры электрохимической защиты определяются в контрольно-измерительных пунктах, устанавливаемых в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.

5.13. Электроснабжение и электрооборудование

5.13.1. При проектировании систем электроснабжения объектов МНПП следует руководствоваться требованиями ПУЭ и действующей НТД.

Выбор вида передачи электрической энергии и проектирование внешнего электроснабжения необходимо выполнять на основании технических условий электроснабжающей организации и задания на проектирование.

Категории электроприемников объектов нефтепродуктопроводного транспорта по надежности электроснабжения приведены в табл. 3. Из состава электроприемников первой категории выделяется особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийной остановки производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов и пожаров. Перечень этих электроприемников приведен в табл. 4.

5.13.2. Электроснабжение головных и промежуточных перекачивающих станций, в том числе и располагаемых в горных условиях, следует осуществлять от двух независимых источников электроснабжения по двум одноцепным воздушным линиям или двумя кабельными линиями. При сложных (горных) условиях прохождения трассы электроснабжения или отсутствии места для ее прохождения от одного из источников электроснабжения, допускается выполнять электроснабжение по одной двухцепной ВЛ для потребителей второй категории надежности.

5.13.3. К двум одноцепным тупиковым ВЛ, питающим подстанции (ПС) или распределительные пункты (РП) перекачивающих станций первой категории надежности электроснабжения, допускается присоединение не более двух подстанций 10 (6)/0,4 кВ или РП 10 (6) кВ к каждой. К двухцепной тупиковой ВЛ, питающей подстанции или РП перекачивающих станций и наливных пунктов, допускается присоединение не более двух подстанций или РП на каждой из ВЛ.

5.13.4. При присоединении подстанций или РП к одноцепной или двухцепной секционированной ВЛ с двухсторонним (трехсторонним) питанием количество промежуточных подстанций или РП, подключаемых к ВЛ между опорными подстанциями, должно быть не более трех к каждому из двух (трех) участков ВЛ, включая присоединения сторонних потребителей. При этом присоединяемые ПС или РП могут быть использованы для электроснабжения потребителей первой категории; если на объекте их размещения предусматривается дополнительный независимый источник электроснабжения потребителей первой категории - то и для особой группы первой категории.

5.13.5. На присоединениях ВЛ и КЛ питающих подстанций следует предусматривать устройства автоматического повторного включения (АПВ), а также проверять режим заземления нейтрали их трансформаторов с учетом протяженности подключаемых ВЛ и величин токов однофазных замыканий в сети 10 (6) кВ.

5.13.6. Выбор единичной мощности трансформаторов 35-110-220/6 (10) кВ для перекачивающих станций следует производить с учетом обеспечения полной нагрузки перекачивающей станции и нормальных оперативных переключений насосных агрегатов (пуск резервного, затем остановка рабочего) в режиме длительного отключения одного трансформатора.

5.13.7. При проектировании электросетей следует применять решения, направленные на обеспечение качества электрической энергии в соответствии с требованиями действующей НТД.

5.13.8. Для перекачивающих станций первой и второй категории по надежности электроснабжения следует предусматривать» распредпункты 10 (6) кВ с двумя секциями шин, оборудованных устройствами АВР (автоматического включения резерва) и двухтрансформаторные трансформаторные подстанции с АВР на шинах 0,4 кВ. Распредустройства для подключения насосов и трансформаторов 10 (6) кВ рекомендуется совмещать с распредустройствами понизительных подстанций 35/10 (6) кВ и выше, если понизительная подстанция располагается на расстоянии не более 100 м от перекачивающей станции.

5.13.9. В распредустройствах 10 (6) кВ следует предусматривать резервные ячейки на каждой секции шин в количестве и по назначению, указанных в технических условиях на проектирование. При отсутствии такого указания в технических условиях предусматривается по одной резервной ячейке, а также резервные места для двух аналогичных ячеек на каждой секции РУ-10 (6) кВ.

5.13.10. Как правило, должна применяться раздельная работа линий и раздельная работа трансформаторов с применением АВР с использованием перегрузочной способности указанных элементов в аварийных режимах.

На перекачивающих станциях в качестве приводов магистральных насосов рекомендуется принять асинхронные электродвигатели с воздушным охлаждением.

При наличии согласования с энергосистемой допускается установка на перекачивающей станции синхронных электродвигателей; при этом должно предусматриваться автоматическое регулирование возбуждения, в том числе в режиме с перевозбуждением при необходимости выдачи в сеть реактивной мощности в зависимости от загрузки электродвигателей.

5.13.11. Для электроснабжения линейных потребителей рекомендуется проектировать ВЛ-6 (10) кВ вдоль трассы МНПП. Допускается осуществлять электроснабжение этих потребителей от местных ВЛ-6 (10) кВ по согласованию с их владельцами. Подключение сторонних потребителей к вдольтрассовой ВЛ не рекомендуется.

5.13.12. Для обеспечения потребителей особой группы первой категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого, взаиморезервирующего источника питания. В качестве такого источника могут быть использованы местные электростанции, источники бесперебойного питания, аккумуляторные батареи.

5.13.13. Для уменьшения величины пусковых токов и падения напряжения, при необходимости, или по требованию ТУ, следует применять устройство «безударного» и «плавного пуска» электродвигателей.

5.13.14. Электроснабжение электроприемников системы автоматического пенотушения следует относить к первой категории по надежности электроснабжения за исключением электродвигателей компрессора и насосов дренажа, относящихся к третьей категории.

Для объектов, отнесенных к 2 категории электроприемников по надежности электроснабжения (ППС, НП) согласно табл. 3, и невозможности по местным условиям осуществлять питание электроприемников системы автоматического пожаротушения по первой категории допускается применение дизельных электростанций, или установка резервных насосов подачи воды и раствора пенообразователя с автономным дизельным приводом, включаемых автоматически при отключении основного источника электроснабжения.

5.13.15. При электроснабжении перекачивающих станций от источников электроснабжения по КЛ их количество должно выбираться с учетом категорийности объекта по надежности электроснабжения по техническим условиям энергаснабжающей организации. Марки КЛ должны выбираться по величине напряжения питания и условиям прокладки, как правило, с медными жилами.

Сечение КЛ должно определяться по расчетной нагрузке с проверкой на допустимую потерю напряжения и термическую устойчивость при токах короткого замыкания.

Применение открытых токопроводов для электроснабжения ПС, НП не рекомендуется из-за наличия взрывоопасных зон на их площадках.

5.13.16. Прокладку кабелей по территориям ПС, НП следует выполнять по кабельным и совмещенным эстакадам, стенам зданий и сооружений на кабельных конструкциях. Прокладка кабелей непосредственно в земляных траншеях допускается только для одиночных или небольших групп кабелей и при явной нецелесообразности сооружения кабельной эстакады.

5.13.17. Прокладка кабелей в каналах (в том числе засыпаемых песком), а также в блоках с устройством колодцев на площадках с высоким уровнем грунтовых вод (менее 1 м) не допускается.

5.13.18. В пределах каре резервуарных парков допускается только прокладка кабелей, относящихся к электроприемникам, установленным в каре и на резервуарах (приводы коренных задвижек, хлопушек, механических систем размыва донных отложений, систем намерения, управления, автоматики и т.п.).

При прокладке в земле кабелей в пределах каре резервуарных парков их следует прокладывать в герметично соединенных между собой стальных оцинкованных трубах, соединенных в местах выхода из земли трубными разъемными соединениями или гибкими металлическими герметичными рукавами для соединения с вводными устройствами электроприемников.

5.13.19. Наружные кабельные сети в районах с сейсмичностью от 6 до 8 баллов (при любых способах прокладки), а также прокладываемые в почвах, подверженных смещению, должны выполняться бронированным кабелем с медными жилами.

5.13.20. Электроосвещение в помещениях и наружных установках должно выполняться в соответствии со СНиП 23-05-95.

5.13.21. Общее освещение территорий ПС, НП выполняется прожекторами с газоразрядными лампами высокого давления, установленными на прожекторных мачтах, по возможности, совмещенных с молниеприемниками.

5.13.22. Молниезащита зданий, сооружений и наружных установок должна выполняться согласно требованиям ПУЭ, с учетом взрывоопасных зон по ВППБ 01-03-96 и ГОСТ Р 51330.9-99, при этом импульсное сопротивление заземления молниеприемников должно быть не более 10 Ом. Молниезащиту резервуаров рекомендуется выполнять отдельно стоящими молниеприемниками.

5.13.23. На вводах в электроустановки зданий при выполнении системы заземления «TN» рекомендуется выполнять повторное заземление «РЕ» и «PEN».

5.13.24. Заземляющие устройства электроустановок напряжением до 1 кВ в сетях с глухозаземленной нейтралью в невзрывоопасных помещениях и наружных установках должны приниматься системы TN-C-S, во взрывоопасных зонах - TN-S.

Таблица 3
(обязательная)

Категории электроприемников по надежности электроснабжения

 

Перекачивающие станции и сооружения

Оборудование

Категория

Головная перекачивающая станция (ГПС)

ГПС в целом

1

Промежуточная перекачивающая станция (ППС), расположенная в горных условиях

ППС в целом

1

Промежуточная перекачивающая станция

ППС в целом

2

Наливной пункт нефтепродуктов (НП)

НП в целом

2

Линейная запорная арматура МНПП, кроме береговой

Запорная арматура

3

Береговая запорная арматура МНПП

Запорная арматура

1

Станции катодной защиты (СКЗ)

СКЗ

3

Станции радиорелейной связи, узлы связи

Аппаратура связи

1

Котельная, топливная насосная

Сооружение в целом

1 или 2 (см. примечание)

Насосная станция пожаротушения (использующая насосы с электроприводом)

Сооружение в целом

1

Операторная

Сооружение в целом

1

Местный диспетчерский пункт (МДП)

Сооружение в целом

1

Насосная станция оборотного водоснабжения

Вентиляторы

2

Дома линейных ремонтников

Сооружение в целом

3

Компрессорная с установкой подготовки воздуха

Компрессоры

2

Узлы пуска и приема разделителей и очистных устройств

Сооружение в целом

3

Резервуарные парки (узлы электроприводных задвижек, электроосвещения}

Сооружение в целом

2

Системы автоматической пожарной защиты (АПЗ) и автоматической пожарной сигнализации (АПС)

То же

1

Объекты пожарной охраны

То же

1

Технологические системы, системы контроля, управления и противоаварийной защиты на объектах с технологическими блоками:

 

 

II категории взрывоопасности;

Системы в целом

1

III категории взрывоопасности

То же

2

Примечания. 1. Электроприемники котельных по надежности электроснабжения относятся к первой или второй категориям, определяемым в соответствии с ПУЭ и п. 1.12 СНиП II-35-76*.

2. В котельных второй категории с водогрейными котлами с единичной производительностью более 10 Гкал/ч электродвигатели сетевых и подпиточных насосов относятся по условиям электроснабжения к первой категории (СНиП II-35-76*, п. 14.2, абзац 2).

3. Автоматическое включение резервных наносов (ABP) питательных, сетевых, подпиточных, горячего водоснабжения, подачи жидкого топлива должно предусматриваться в случаях аварийного отключения работающего насоса или при падении давления на его выходе. Для котельных второй категории с паровыми котлами давлением пара до 1,7 кгс/см2 и водогрейными котлами с температурой воды до 115 °С при наличии в котельной постоянного обслуживающего персонала АВР насосов предусматривать не следует, при этом необходимо предусматривать сигнализацию аварийного отключения насосов (п. 14.7 СНиП II-35-76*) или падения давления на их выходах/

4. Необходимость АВР насосов, не указанных в п. 14.7 СНиП II-35-76*, определяется при проектировании в соответствии с принятой схемой технологических процессов (п. 14.8 СНиП II-35-76*).

Таблица 4
(обязательная)

Перечень электроприемников особой группы электроснабжения

Наименование здания, сооружения, помещения, в котором устанавливается электроприемник

Назначение и наименование электроприемника

Режим работы и длительность включения

Магистральная и подпорная насосные станции: помещение КИПиА, насосный зал и электрозал

Аварийное освещение, питание щитов КИПиА и электроприводные задвижки на приеме и выходе станции

Длительный, в течение всего периода перерыва электроснабжения

Насосная станция пожаротушения

Аварийное освещение, электроприводные задвижки

Длительный, в течение всего периода перерыва электроснабжения

Пожарное депо (пожарный пост)

Аварийное освещение, питание щитов КИПиА

Длительный, в течение всего периода перерыва электроснабжения

Узел связи

Аварийное освещение, питание аппаратуры связи

Длительный, в течение всего периода перерыва электроснабжения

Котельная

Аварийное освещение, питание щитов КИПиА и сетевого насоса

Длительный, в течение всего периода перерыва электроснабжения

5.14. Автоматизация, телемеханизация и автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП)

5.14.1. При проектировании МНПП необходимо предусматривать создание АСУ ТП, обеспечивающей сосредоточение функций контроля состояния и управления его объектами. Эти функции реализуются на уровне местных (МДП) и районных диспетчерских пунктов (РДП) производственных отделений. На вышестоящих уровнях диспетчерские пункты имеют только функции контроля.

При отсутствии в дочернем акционерном обществе производственных отделений и, соответственно, РДП, функции управления и контроля осуществляются из центрального диспетчерского пункта акционерного общества (ЦДП), функции которого аналогичны функциям РДП и заключаются также в обеспечении информационно-управляющей связи с вышестоящим органом контроля и управления, выполнении задач оптимизации технологических процессов, а также прикладных задач советчика диспетчера.

Разработка АСУ ТП должна выполняться специализированной организацией с привлечением необходимых соисполнителей в соответствии с отраслевыми руководящими документами на создание АСУ ТП, в первую очередь «Технической концепцией принципов построения АСУ ТП производственного отделения» и СО 01-05-АКТНП-002-2004 «Положение по автоматизации и телемеханизации объектов системы трубопроводного транспорта нефтепродуктов ОАО «АК «Транснефтепродукт».

В качестве составляющих систем АСУ ТП, которые используются и в качестве самостоятельно функционирующих систем, при проектировании магистральных нефтепродуктопроводов должны разрабатываться комплексные системы автоматизации объектов МНПП и комплексная система телемеханизации МНПП.

При проектировании систем должны учитываться технические требования и принципы создания АСУ ТП, принятые «Технической концепцией построения АСУ ТП», РД 153-39.4-041-99, другими отраслевыми нормативными документами.

5.14.2. Объектами автоматизации и телемеханизации на МНПП являются:

• перекачивающие станции с магистральными и подпорными насосными агрегатами, а также вспомогательным оборудованием (системами вентиляции и отопления, маслоснабжения и водоснабжения, сбора и откачки утечек, узлами подключения к МНПП);

• узлы регулирования давления;

• резервуарные парки;

• узлы оперативного и коммерческого учета количества нефтепродуктов на потоке;

• вспомогательные системы площадок перекачивающих станций (системы водоснабжения, очистных сооружений, теплоснабжения и вентиляции вспомогательных и административно-бытовых зданий и помещений площадки);

• системы автоматического пожаротушения объектов перекачивающей станции;

• линейная часть МНПП (с узлами линейных задвижек, переходами через водные, естественные и искусственные препятствия, станциями катодной и дренажной защиты);

• отводы от МНПП к подключенным нефтебазам, наливным пунктам и раздаточным блокам;

• линейная часть отводов от МНПП к подключенным нефтебазам, наливным пунктам (с узлами линейных задвижек, переходами через водные, естественные и искусственные препятствия, узлами регулирования давления, входными узлами подключаемых объектов).

5.14.3. Комплексные системы автоматизации объектов МНПП должны обеспечивать контроль технологических параметров, сигнализацию текущего и аварийного состояния технологических процессов, управление технологическим оборудованием, отображение и регистрацию необходимых технологических параметров, событий и действий оператора как во внештатных ситуациях, так и процессе штатной работы системы автоматики и технологического оборудования, в соответствии с организационной и функциональной структурами управления МНПП.

Комплексная система автоматизации должна обеспечить выдачу известительной информации, прием управляющих воздействий и передачу их на пусковую аппаратуру электроприводов технологического оборудования от системы телемеханизации МНПП.

Комплексная система автоматизации должна разрабатываться на основе технического задания, как правило, индивидуально для каждого объекта МНПП, с применением микропроцессорного оборудования.

5.14.4. Разрабатываемые комплексные системы автоматизации для объектов МНПП подразделяются на следующие виды:

• микропроцессорная система управления перекачивающей станцией;

• микропроцессорная система управления резервуарным парком (допускается объединение с системой управления насосной; с системой автоматической защиты резервуаров от перелива при условии, что система контроля параметров и учета количества нефтепродуктов в резервуарном парке выполнена независимой);

• микропроцессорная система управления автоматическим пожаротушением объекта (не допускается объединения с другими системами);

• микропроцессорная система контроля параметров и оперативного учета количества нефтепродуктов в резервуарном парке (допускается объединение с системой управления резервуарным парком, но защита резервуаров от перелива в этом случае выполняется независимой);

• микропроцессорная система коммерческого учета нефтепродуктов в резервуарном парке (объединение с другими системами не допускается).

5.14.5. Комплексная система телемеханизации объектов МНПП должна обеспечивать централизацию контроля технологических параметров, сигнализации текущего и аварийного состояния технологических процессов, управления технологическим оборудованием, отображения и регистрации необходимых технологических параметров, событий и действий оператора в нештатных ситуациях в соответствии с организационной и функциональной структурами управления МНПП из следующих диспетчерских пунктов:

• местных диспетчерских пунктов (МДП) линейных производственно-диспетчерских станций (ЛПДС);

• региональных или районных диспетчерских пунктов (РДП) производственных отделений (ПО), обслуживающих участки МНПП (при необходимости и заданию Заказчика);

• центрального диспетчерского пункта (ЦДП) МНПП.

Комплексная система телемеханизации, как правило, должна обеспечить выдачу известительной информации на вышестоящий диспетчерский пункт дочерних ОАО и ОАО «АК «Транснефтепродукт».

5.14.6. Комплексная система телемеханизации должна разрабатываться на основе технического задания, как правило, индивидуально для каждого МНПП с применением микропроцессорного оборудования.

5.14.7. Сбор и обработка комплексной системой телемеханизации информации осуществляется по специально выделенным каналам связи.

Обмен информацией между оборудованием комплексной системы телемеханизации и центральным оборудованием комплексных систем автоматизации перекачивающих станций МНПП осуществляется, как правило, по принципам межмашинного обмена, в соответствии со структурой построения системы с применением стандартных протоколов обмена. Допускается предусматривать в составе комплексной системы телемеханизации специальные контролируемые пункты (КП) для сбора и обработки информации от оборудования комплексной системы автоматизации перекачивающей станции.

Обмен информацией между центральным оборудованием комплексной системы телемеханизации и оборудованием линейных объектов МНПП осуществляется, как правило, через оборудование пунктов управления ЛПДС, обслуживающих соответствующие участки линейной части МНПП. Обмен осуществляется, как правило, по принципам межмашинного обмена в соответствии со структурой построения системы, с применением стандартных протоколов обмена.

5.14.8. Для линейных объектов МНПП в составе комплексной системы телемеханизации предусматривается оборудование контролируемых пунктов телемеханики (КПТМ).

Оборудование КПТМ размещается в специальных помещениях пунктов контроля и управления (ПКУ), размещаемых в зоне линейных узлов. В помещениях ПКУ размещается, как правило, оборудование КПТМ, оборудование технологической связи для организации каналов телемеханики и служебной связи, пусковая аппаратура электроприводных технологических задвижек, щит распределения питания, блок бесперебойного электропитания оборудования КПТМ и технологической связи. Допускается размещение в ПКУ оборудования систем обнаружения утечек (СОУ).

Оборудование КПТМ в составе комплексной системы телемеханизации, должно предусматривать кроме выполнения функций сбора и обработки информации выполнение функций автоматизации линейных узлов.

Конструкция помещения ПКУ должна предусматривать меры против несанкционированного вскрытия помещения, а также для поддержания климатических условий в помещении в соответствии с техническими требованиями к оборудованию телемеханики и связи.

5.14.9. Магистральные нефтепродуктопроводы должны быть оснащены стационарными системами обнаружения утечек (СОУ) или системами телемеханики (ТМ) с функцией СОУ.

5.15. Технологическая связь

5.15.1. В основу проектирования линий технологической связи МНПП должны быть положены требования, обеспечивающие их высокую надежность, функциональное совершенствование и экономичность.

Мультисервисная сеть МНПП должна включать первичную сеть технологических линий связи, наложенные сети диспетчерской связи, сети автоматической телефонной связи, передачи данных и АСУ ТП, каналы телемеханики и СОУ, сети видеоконференции.

Разработку проектной документации необходимо выполнять с учетом требований действующих нормативных документов по проектированию трубопроводов и линий связи Министерства связи РФ, настоящего раздела «Норм» и в соответствии с «Технической концепцией принципов создания корпоративной сети связи», принятой ОАО «АК «Транснефтепродукт».

Главным критерием выбора типа первичной сети технологических линий связи (ВОЛС, РРЛ, медные кабели) и типа оборудования (PDH, SDH) должны быть технические условия Заказчика и обеспечение требуемого качества связи.

Топология линии технологической связи, в основном, должна соответствовать топологии МНПП (типа «дерево»).

Линии технологической связи должны проектироваться на основе технического задания и технических условий ОАО «Телеком-нефтепродукт».

Проектирование линий технологической связи, в том числе переходов через водные преграды, железные дороги, автодороги, болота, защиту от почвенной коррозии и др., необходимо осуществлять в соответствии с действующими нормативными документами в зависимости от среды переноса информации: волоконно-оптические линии связи (ВОЛС), радиорелейные линии связи (РРС), кабельные линии связи с металлическими жилами (КЛС).

При проектировании транспортной системы на базе кабельных линий (ВОЛС, КЛС), в случаях прохождения трассы по болотам, вечномерзлому грунту и другим труднопроходимым трассам, в проектах необходимо предусматривать аварийный запас кабеля в размере от 10 до 14 % общей длины труднопроходимых участков трассы.

В проекте должны применяться оборудование и кабели, прошедшие сертификацию в установленном порядке.

Защиту кабельных линий связи от почвенной коррозии целесообразно предусматривать совместно с МНПП.

Технологическая связь МНПП должна обеспечивать нормальное функционирование:

• сети диспетчерской связи;

• сети оперативно-производственной и местной связи;

• сети передачи данных;

• каналов телемеханики (с учетом системы обнаружения утечек);

• сети подвижной радиосвязи;

• системы видеоконференцсвязи;

• взаимодействия с телефонными сетями других операторов;

• системы технических средств по обеспечению оперативно-розыскных мероприятий (СОРМ).

При проектировании транспортной системы производственно-технологической связи необходимо предусматривать резервирование потоков (каналов) по независимым трассам (другая среда передач, резерв у другого оператора и т.п.), в соответствии с техническими условиями ОАО «Телекомнефтепродукт» (диспетчерская связь, каналы телемеханики и СОУ, частично сеть подвижной радиосвязи).

Узлы связи на перекачивающих станциях, наливных пунктах и подключенных нефтебазах вдоль трассы МНПП должны размещаться в отдельно стоящих зданиях и иметь отдельный въезд, или в изолированных помещениях зданий административного и бытового назначения и иметь отдельный вход. Помещения узлов связи должны соответствовать требованиям ВСН 333-93, РД 45.120-2000, СНиП 2.04.05-91*, а также требованиям, предъявляемыми заводами-изготовителями оборудования и аппаратуры связи.

Мачты радиосвязи допускается располагать как на территории технологической площадки так и вне ее (в соответствии с местными условиями). По трассе МНПП мачты радиосвязи необходимо располагать (по возможности) в непосредственной близости от линейных сооружений МНПП с учетом требований норм.

5.15.2. Диспетчерская связь МНПП должна обеспечивать:

• связь диспетчерской службы ОАО «АК «Транснефтепродукт» с диспетчерскими службами дочерних ОАО;

• связь диспетчерской службы дочернего ОАО с диспетчерскими службами производственных отделений (ПО);

• связь диспетчерской службы производственного отделения (ПО) с нефтеперерабатывающими заводами, головными перекачивающими станциями (ГПС), промежуточными перекачивающими станциями (ППС), линейными производственно-диспетчерскими станциями (ЛПДС); а также связь ППС и ЛПДС между собой и со всеми линейными подразделениями МНПП;

• в необходимых случаях - диспетчерскую связь с дежурными железнодорожных станций, агентами морских или речных портов, районными пожарными частями.

Диспетчерскую связь необходимо организовывать по специально закрепленным цифровым потокам первичной сети по схеме «точка-многоточка» со скоростью 64 кБит/с, интерфейсом G.703. Канал диспетчерской связи необходимо организовывать с применением оборудования аналого-цифрового преобразования.

Диспетчерскую связь вдоль линейной части МНПП (в точках подключения НП и нефтебаз, на вертолетных площадках и др. линейных объектах МНПП) необходимо обеспечивать как на базе сети подвижной радиосвязи, так и на базе проводных средств связи, при наличии соответствующей транспортной среды (применение оборудования в соответствии с техническими характеристиками и учетом классов взрывоопасных и пожароопасных зон).

5.15.3. Сеть оперативно-производственной связи должна быть автоматической. Все абоненты ОАО «АК «Транснефтепродукт» должны иметь возможность установления соединения друг с другом.

Сеть оперативно-производственной связи должна базироваться на цифровых потоках первичной сети, с установкой на производственных площадках цифровых АТС. Проектирование автоматических телефонных станций должно соответствовать требованиями РД 45.120-2000. Емкость и тип автоматической телефонной станции определяются при проектировании.

5.15.4. Сеть передачи данных предназначена для объединения локальных вычислительных сетей (ЛВС) ОАО «АК «Транснефтепродукт», дочерних ОАО, ПО, ГПС, ППС, ЛПДС, НП и нефтебаз. Обмен информацией должен осуществляться по цифровым потокам с интерфейсом V.35.

Каналы связи передачи данных должны обеспечивать передачу информации со скоростью:

• между ОАО «АК «Транснефтепродукт» и дочерними ОАО - не менее 1024 кБит/с;

• между ОАО и их структурными подразделениями (ПО, ГПС, ППС, ЛПДС, НП и нефтебазами) - не менее 128 Кбит/с.

При значительном возрастании объемов информации возможно увеличение пропускной способности до 2,048 Мбит/с.

5.15.5. Организация каналов связи для телемеханики должна соответствовать структурной схеме телемеханизации МНПП, в которой должны быть определены:

• структура управления МНПП;

• зоны обслуживания ЦДП, РДП, МДП, ЛДПС;

• организация выходов на системы контроля высшего уровня (ПО, ОАО, ОАО «АК «Транснефтепродукт»);

• организация резервирования каналов связи.

Каналы связи для телемеханики должны быть некоммутируемыми, удовлетворять требованиям ГОСТ 21655-87 и обеспечивать обмен информации по протоколу передачи данных линейной телемеханики по ГОСТ Р МЭК 870-5-1-95 в режиме «точка-многоточка».

Линии привязки для вновь проектируемых контролируемых пунктов телемеханики (КПТМ) необходимо организовывать радиодоступом или по металлическим кабелям (не менее 4-х витых пар на каждое КПТМ), с выделением на каждом промежуточном необслуживаемом регенерационном пункте (НРП, ретрансляторе и т.п.) 2-х основных цифровых каналов (ОЦК) со скоростью 64 Кбит/с и интерфейсом G.703.

Тракты линий привязки необходимо организовать по схемам:

НРП - оборудование преобразования G.703/RS 485 - линия привязки - контроллер телемеханики - при расстоянии от КПТМ до НРП меньше максимального для RS 485;

НРП - модем - линия привязки - модем - оборудование G.703/RS 485 - контроллер телемеханики - при расстоянии от КПТМ до НРП больше максимального для RS 485;

Скорость передачи данных для вновь проектируемой линейной телемеханики должна быть, как правило, не менее 19,2 Кбит/с; возможно объединение до 4-х информационных потоков от КПТМ в одном ОЦК.

Передачу информации со станций катодной и дренажной защиты необходимо осуществлять по каналам, предназначенным для передачи информации систем линейной телемеханики.

Между соседними производственными участками (ГПС, ППС, ЛПДС, НП) рекомендуется предусматривать три канала ОЦК:

• 1-й ОЦК - 64 Кбит/с со стыком RS-232/RS-485 для передачи цифрового потока станционной телемеханики в режиме «точка-точка»;

• 2-ой ОЦК - 64 Кбит/с со стыком RS-232/RS-485 для передачи цифрового потока линейной телемеханики в режиме «точка-многоточка»;

• 3-ий ОЦК - 64 Кбит/с со стыком V.35 для передачи цифрового потока системы контроля утечек в режиме «точка-многоточка», при необходимости.

Организацию резерва каналов телемеханики и СОУ необходимо предусматривать в соответствии со схемой управления МНПП (телемеханизации).

5.15.6. Для обеспечения оперативной связи обслуживающего персонала трассы МНПП необходима организация сети подвижной радиосвязи цифрового стандарта (при согласовании с заказчиком возможно применение других стандартов).

Тип оборудования и количество подключаемых абонентов определяется Заказчиком и обосновывается при проектировании.

5.15.7. Количество базовых станций (БС) сети подвижной радиосвязи определяется при проектировании на основании расчетов с максимальным охватом трассы, с зоной перекрытия соседних базовых станций не далее 3 км.

5.15.8. Для более эффективного управления персоналом и организации оперативной работы МНПП рекомендуется предусматривать систему видеоконференцсвязи (ВКС). Связь между пользователями ВКС осуществлять по стандарту Н.323.

Для подключения абонентов МНПП к системе видеоконференцсвязи в основных пунктах МНПП (РДП) необходимо организовывать специально оборудованные конференц-залы. Количество подключаемых абонентов определять при проектировании.

5.15.9. Для обеспечения взаиморезервирования и взаимоувязки с сетями других операторов на первичной сети необходимо организовывать выделенные цифровые соединительные линии. Взаимодействие с сетями других операторов осуществлять на местном уровне (по техническим условиям владельцев сетей). Организация взаимодействия операторов присоединяемой и присоединяющей сетей связи осуществляется в соответствии с законодательством Российской Федерации, отраслевыми нормативными документами и стандартами, действующими на территории РФ, с учетом международных рекомендаций МСЭ-Т, ETSI, ECTRA и в соответствии с выданной Минсвязи РФ лицензией на право предоставления услуг связи.

Каждая ПС и НП должна иметь связь с ближайшим узлом связи общего пользования (ТфОП) для выхода на ближайшую пожарную часть УППС МВД, штаб ГО и ЧС, правоохранительные органы. Если расстояние до ближайшего узла связи значительное, возможна организация связи через соседнюю площадку. Производственные площадки, на которых имеются железнодорожные наливные пункты, должны иметь связь с дежурными железнодорожных станций. Производственные площадки, производящие перевалку нефтепродуктов на речной или морской транспорт, должны иметь связь с агентами морских или речных портов. Указанные виды связи должны осуществляться по одному телефонному каналу или по коммутируемому каналу сети общего пользования.

Связь с диспетчером энергоснабжающих станций должна осуществляться в составе проекта внешнего электроснабжения на основании технических условий энергоснабжающей организации.

При присоединении сети МНПП к сети другого оператора необходимо соблюдать требования РД 45.120-2000 и других нормативных документов Минсвязи РФ.

5.15.10. Система технических средств по обеспечению функций оперативно-розыскных мероприятий (СОРМ) на сети связи должна отвечать требованиям нормативно-технических документов и законодательству Российской Федерации:

• приложению № 1 к приказу Минсвязи РФ от 20.04.99 г. «Технические требования к системе технических средств по обеспечению функций оперативно-розыскных мероприятий на сетях подвижной радиотелефонной связи (СОРМ СПРС);

• приложению № 3 к приказу Минсвязи РФ от 20.04.99 г. «Технические требования к каналам обмена информацией между СОРМ и пунктами управления (ПУ);

• требованиям «Концепции развития корпоративной связи и сети передачи данных» ОАО «АК «Транснефтепродукт».

Протокол обмена данными между СОРМ и ПУ должен соответствовать рекомендациям Х.25 МСЭ-Т.

5.15.11. На период строительства МНПП необходимо предусматривать временные средства связи.

5.15.12. На производственных площадках, где не предусматривается строительство собственного пожарного депо необходимо обеспечить возможность организации автоматического коммутируемого соединения с ближайшей пожарной частью по ведомственной или общегосударственной сети связи.

5.15.13. Организация связи на промплощадках (ГПС, ППС, НП, КП) необходимо выполнять с учетом положений ВНТП 5-95, а также требований ВСН 116-93, ОСТН-600-93, РД 45.120-2000.

5.15.14. Организацию взаимодействия с органами управления и системами связи третьих лиц производить только на основании их требований и технических условий ОАО «Телекомнефтепродукт».

5.15.15. Установку телефонных аппаратов ведомственной сети связи должностным лицам производственных подразделений на площадках нефтепродуктопровода производить в соответствии со степенью участия в технологическом процессе и обеспечения безопасной работы подразделения. Установка телефонных аппаратов отдельным категориям должностных лиц по месту жительства предусматривается по требованию заказчика и техническим условиям ОАО «Телекомнефтепродукт».

6. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ

6.1. Для проведения планового технического обслуживания (кроме капитального ремонта) и аварийно-восстановительных работ линейной части МНПП следует предусматривать аварийно-восстановительные пункты (АВП, ОАВП), базирующиеся на перекачивающих станциях МНПП.

6.2. Количество АВП, норма обслуживания линейной части МНПП, оснащенность техникой, приспособлениями, инвентарем и материалами следует принимать согласно СО 08-04-АКТНП-009-2004.

6.3. Для обеспечения проведения периодических осмотров состояния линейной части и текущего обслуживания запорной арматуры, смотровых колодцев и другого оборудования линейной части и подводных переходов МНПП необходимо предусматривать размещение в соответствии с нормами усадеб (домов) линейных обходчиков.

6.4. Для выполнения капитального ремонта линейной части МНПП в соответствии с нормами может предусматриваться создание ремонтно-строительных подразделений (РСУ, РСК и др.), оснащенных необходимой для выполнения ремонтов техникой и персоналом.

6.5. Аварийная техника должна размещаться на специально закрепленных закрытых отапливаемых или открытых стоянках.

6.6. Для выполнения среднего и капитального ремонта оборудования и сооружений перекачивающих станций агрегатно-узловым методом при производственных отделениях (ПО) или дочерних ОАО могут предусматриваться ремонтные базы (БПО).

6.7. Для обеспечения текущего ремонта основного и вспомогательного оборудования и сооружений перекачивающих станций в соответствии с нормами на них необходимо предусматривать помещения и оборудование.

6.8. В проектах необходимо определять численность ремонтного персонала в соответствии с действующими нормативными документами.

7. ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

7.1. Категории резервуарных парков нефтепродуктов перекачивающих станций и наливных пунктов необходимо принимать по СНиП 2.11.03-93 в зависимости от вместимости резервуарных парков, а категории участков МНПП - по СНиП 2.05.06-85* в зависимости от диаметра и условий прокладки.

7.2. Категории помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности следует принимать по РД 153-39.4-050-2000 или НПБ 105-03.

7.3. Классы взрыво- и пожароопасных зон необходимо принимать по ПУЭ.

7.4. Категории и группы взрыво- и пожароопасных смесей принимаются по ГОСТ 51.330.2-99, ГОСТ 51.330.5-99, ГОСТ 51.330.11-99, ГОСТ 51.330.19-99 и ПУЭ.

7.5. Территория перекачивающих станций по функциональному назначению подразделяется на следующие зоны:

1-я зона - технологические трубопроводы, насосные станции, узел регуляторов давления, узел учета и контроля качества нефтепродуктов, узел пуска и приема поточных средств, узел откачки утечек нефтепродуктов, узел ввода присадок, фильтры-грязеуловители, наружные технологические установки (емкости масла, топлива, сборники утечек емкостью до 1000 м3; сборники, канализационные насосные установки и сооружения очистки нефтесодержащих сточных вод);

2-я зона - здания и сооружения общеобъектового и вспомогательного назначения: насосные водоснабжения и пожаротушения, артскважина, резервуары питьевой воды и для целей пожаротушения, дизельная электростанция, котельная, компрессорная, мастерская, склад оборудования, узел связи, операторная, административно-бытовой блок, гараж, пожарное депо, здание для хранения пенообразователя, мотопомп и другого противопожарного оборудования, сооружения очистки и обеззараживания бытовых сточных вод;

3-я зона - резервуарные парки вместимостью более 1000 м3.

Расстояния между зданиями и сооружениями 1-й и 2-й зон следует принимать в соответствии с требованиями СНиП II-89-80*.

Расстояния до 3-й зоны и внутри ее следует принимать согласно СНиП 2.11.03-93.

7.6. Расстояния от закрытых сооружений категории В1-В4, Г, Д (котельная, дизельная электростанция) до резервуаров собственного расхода принимаются в соответствии с требованиями СНиП II-89-80*.

7.7. Количество пожарной техники на перекачивающих станциях и наливных пунктах принимается согласно действующих правил пожарной безопасности для предприятий ОАО «АК «Транснефтепродукт».

Пожарные депо, посты для размещения пожарной техники или помещения для пожарного оборудования следует предусматривать в соответствии с требованиями СНиП II-89-80*, СНиП 2.11.03-93 и НПБ 201-96.

7.8. Оборудование помещений и сооружений на объектах нефтепродуктопроводного транспорта установками автоматического пожаротушения и пожарной сигнализации принимается согласно СНиП 2.11.03-93 и НПБ 110-03.

Пожарная защита наружных установок, относящихся к категории Ан и Бн по пожарной опасности, при площади 300 м2 и более (технологических насосных под навесом, ж/д эстакад и автомобильных наливных пунктов) вне зависимости от категории склада нефтепродуктов должна осуществляться стационарными установками пожаротушения.

При проектировании установок пожаротушения и пожарной сигнализации следует руководствоваться также НПБ 88-2001* и другими документами, утвержденными и согласованными в установленном порядке.

7.9. Хранение пенообразователя для вновь проектируемых систем пожаротушения следует предусматривать в концентрированном виде.

Запас пенообразователя, предназначенного для зарядки системы пожаротушения после ее срабатывания, допускается хранить на складе в резервуарах, контейнерах и бочках, в том числе таре производителя.

7.10. Внутри обвалования группы резервуаров допускается подземная прокладка инженерных коммуникаций, обслуживающих резервуары данной группы. Транзитная прокладка инженерных коммуникаций, не относящихся к данной группе, не допускается.

7.11. Для проектируемых пожарных депо с выездной пожарной техникой следует предусматривать штаты персонала ведомственной пожарной охраны в соответствии с РД 153-39.4-045-99, НПБ 201-96.

7.12. Наземные резервуары единичной вместимостью более 400 м3, предназначенные для уловленных нефтепродуктов или отстоя поступающих на очистные сооружения сточных вод, содержащих нефтепродукты, следует оборудовать теми же противопожарными и предохранительными устройствами, что и резервуары для хранения нефтепродуктов.

7.13. Пожаротушение насосных станций для перекачки уловленных нефтепродуктов следует проектировать по нормам продуктовых насосных станций.

7.14. При реконструкции или техническом перевооружении (модернизации) действующих резервуарных парков молниезащиту резервуаров, независимо от их общей вместимости, необходимо предусматривать отдельно стоящими молниеотводами.

7.15. Для вновь проектируемых объектов в качестве огнегасительного средства для основных зданий и сооружений следует предусматривать пену на основе фторированных пленкообразующих пенообразователей.

Для частично реконструируемых объектов необходимость применения фторированных пленкообразующих пенообразователей определяется заданием на проектирование.

7.16. Планировку новых резервуарных парков следует выполнять таким образом, чтобы с примыкающих дорог и проездов была возможность подачи средств пожаротушения в резервуары с помощью механизированных пеноподъемников.

В каждую группу наземных вертикальных резервуаров, располагаемых в два ряда и более, предусматривать заезды внутрь обвалованний для передвижной пожарной техники, если с внутренних дорог и проездов не обеспечивается подача в резервуары огнетушащих средств.

При невозможности такой планировки по условиям прокладки технологических трубопроводов следует предусматривать специальные площадки для установки этой техники (при ее наличии на вооружении ближайшего гарнизона пожарной охраны).

7.17. Пожарная безопасность сооружений связи на площадках должна соответствовать требованиям НПБ 88-2000*, НПБ 104-03, СНиП 21-01-97*, СНиП 31-05-2003, СНиП 2.09.02-85 и другим действующим нормативным документам.

8. ОХРАНА ТРУДА И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

8.1. Настоящий раздел определяет порядок разработки, состав и содержание решений, предусматриваемых с учетом требований охраны труда и промышленной безопасности, а также устанавливает порядок разработки и содержание решений по охране труда и промышленной безопасности в проектно-технологической документации, обязательных при проектировании новых, реконструируемых, расширяемых и технически перевооружаемых действующих МНПП.

8.2. При разработке проектной документации на строительство, расширение, реконструкцию, техническое перевооружение, консервацию и ликвидацию опасных производственных объектов (далее - проектная документация) в соответствующих разделах проектной документации на всех этапах проектирования должны учитываться требования и предусматриваться мероприятия по обеспечению промышленной безопасности, предупреждению аварий и локализации их последствий, с необходимыми обоснованиями и расчетами, с учетом имеющихся источников опасности, факторов риска, условий возникновения и вариантов развития аварий, численности и размещения производственного персонала.

8.3. На этапе размещения (обоснования инвестиций или проведении предпроектных работ) или проектирования опасных производственных объектов МНПП анализ опасностей и оценка риска аварий на них должны включать:

• выявление опасностей и априорную количественную оценку риска с учетом воздействия поражающих факторов аварии на персонал, население, имущество и окружающую природную среду;

• выбор оптимальных вариантов размещения опасного производственного объекта МНПП, его зданий и сооружений и применяемых технических устройств с учетом имеющихся факторов риска;

• обеспечение информацией для разработки инструкций, технологического регламента и планов ликвидации (локализации) аварийных ситуаций на опасном производственном объекте.

8.4. Для опасного производственного объекта обязательна разработка в составе проектной документации декларации промышленной безопасности, подлежащей экспертизе промышленной безопасности в соответствии с нормативными правовыми актами Ростехнадзора.

8.5. Отдельные виды применяемых технических устройств и в целом система проектируемого опасного производственного объекта МНПП должны обеспечивать возможность проведения мониторинга их технического состояния.

8.6. В состав проекта должны входить расчеты соответствия имеющихся на данном объекте МНПП вредных производственных факторов гигиеническим нормативам для воздуха рабочей зоны и предупреждения возможного загрязнения вредными веществами атмосферного воздуха населенных пунктов, защитных территорий; расчеты, обосновывающие проектные решения по освещению с учетом характера работ, расчеты по снижению уровня шума и вибрации, электромагнитных излучений и других физических факторов, а также по удалению и обезвреживанию технологических отходов.

8.7. В проекте должны быть предусмотрены мероприятия, обеспечивающие санитарно-гигиенические условия труда обслуживающего персонала в соответствии с требованиями санитарных норм, безопасность обслуживания оборудования и выполнения ремонтных работ в соответствии со стандартами по общим требованиям безопасности.

8.7.1. Метеорологические условия (температура, относительная влажность, скорость движения воздуха) и чистота воздуха в рабочей и обслуживаемой зонах помещений зданий и сооружений ПС должны соответствовать нормативным требованиям действующих санитарных норм и норм проектирования.

8.7.2. Допустимые уровни звукового давления и уровни звука на постоянных рабочих местах в производственных помещениях ПС должны соответствовать нормативным требованиям стандартов и санитарных норм, а для жилых и общественных зданий и их территорий - нормативным требованиям строительных норм и правил.

8.7.3. Допустимые величины параметров вибрации на постоянных рабочих местах должны приниматься в соответствии с санитарными нормами.

8.8. В технологической части проекта должна указываться группа производственного процесса по санитарной характеристике в соответствии с нормами.

8.9. Производственные помещения, в которых установлены насосы, в соответствии с нормами должны оснащаться газоанализаторами и сигнализаторами, обеспечивающими автоматическое включение аварийной вентиляции и отключение насоса или группы насосов, находящихся в зоне загазованности.

8.10. Категории основных помещений и зданий по взрыво- и пожарной опасности, классов взрывоопасных и пожароопасных зон должны приниматься по НПБ 105-2003 «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности» и ВНТП 4-00 «Ведомственные нормы технологического проектирования помещений, зданий и наружных установок объектов МНПП по взрывопожарной и пожарной опасности» в соответствии с характеристиками технологических процессов и обращающимися в производстве веществами и другой НТД.

9. ИНЖЕНЕРНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ГРАЖДАНСКОЙ ОБОРОНЫ. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЙ (ИТМ ГОЧС) НА ОБЪЕКТАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

9.1. Порядок учета ИТМ ГОЧС при составлении ходатайства о намерениях инвестирования в строительство и обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений определен СП 11-113-2002.

9.2. Проектные решения раздела ИТМ ГОЧС должны быть направлены на обеспечение защиты населения и территорий и снижение материального ущерба от ЧС техногенного и природного характера, от опасностей, возникающих при ведении военных действий или вследствие этих действий, а также диверсиях.

9.3. Состав, содержание и порядок разработки раздела ИТМ ГОЧС при проектировании на стадии технико-экономического обоснования и проектов должны соответствовать требованиям СНиП 2.01.51-90, СП 11-107-98, «Методических рекомендаций по составлению раздела ИТМ ГОЧС», «Требований по предупреждению чрезвычайных ситуаций на потенциально опасных объектах и объектах жизнеобеспечения».

Разработка раздела ИТМ ГОЧС должна осуществляться на основе исходных данных и требований для разработки проекта, полученных Заказчиком в соответствующих органах ГО и ЧС. Исходные данные и требования могут включаться в задание на проектирование объекта строительства, которое подлежит согласованию с органами ГО и ЧС.

10. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ НА ОБЪЕКТАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

10.1. При проектировании МНПП следует обеспечивать выполнение требований действующих стандартов, норм, правил и федеральных законов по охране окружающей среды.

Комплекс необходимых природоохранных мероприятий указывается в соответствующих разделах инвестиционно - строительных проектов, разрабатываемых на предпроектной (декларация о намерениях, обоснование инвестиций) и проектной (ТЭО-П, РП) стадиях.

10.2. Требования к содержанию и оформлению разделов «Охрана окружающей среды», формы прилагаемых таблиц, перечень законодательных и нормативно-методических документов, рекомендуемых при разработке раздела проектной документации «Охрана окружающей среды», методика определения уровней звукового давления в расчетных точках, рекомендации по расчету смешения и разбавления сточных вод в поверхностных водных объектах, перечень групп отходов и методов их переработки приведены в пособии к СНиП 11-01-95 по разработке раздела проектной документации «Охрана окружающей среды».

10.3. Мероприятия по охране атмосферного воздуха от загрязнения необходимо предусматривать в соответствии с требованиями СанПиН 2.1.6.1032-01.

10.4. На предпроектной стадии в составе «Декларация о намерениях» выполняется раздел «Возможное влияние предприятия, сооружения на окружающую среду».

Содержание раздела должно соответствовать требованиям «Типового положения по разработке и составу «Ходатайства (Декларации) о намерениях инвестирования в строительство предприятий, зданий и сооружений».

10.5. Стадия «Обоснование инвестиций» должна включать раздел «Оценка воздействия на окружающую среду» (ОВОС).

ОВОС выполняется для объектов, предусматриваемых новым строительством, а также расширением, реконструкцией, техническим перевооружением МНПП.

10.6. На стадии проектирования (ТЭО-проект, рабочий проект) состав представляемых материалов должен включать раздел «Охрана окружающей среды» (ООС).

10.7. Основой для разработки разделов ОВОС, ООС должны служить материалы комплексных инженерно-экологических изысканий, а также фоновый уровень загрязнения атмосферного воздуха, гидросферы, почвенных сред, предоставляемый центрами по гидрометеорологии и мониторингу.

10.8. Разделы проектов ОВОС и ООС оформляются отдельными материалами.

10.9. Разделы ОВОС и ООС должны содержать следующие основные подразделы:

• краткие сведения о проектируемом объекте;

• охрана и рациональное использование земельных ресурсов;

• охрана атмосферного воздуха от загрязнения;

• охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения;

• охрана окружающей среды при обращении с отходами;

• охрана растительности и животного мира;

• прогноз изменения состояния окружающей среды под воздействием проектируемого объекта;

• экономическая эффективность природоохранных мероприятий. В проектах необходимо предусматривать технические средства для выполнения мониторинга.

10.10. Подраздел «Краткие сведения о проектируемом объекте» должен содержать:

• общие сведения о районе предполагаемых работ;

• технические параметры (краткая характеристика);

• проектные решения;

• характер взаимодействия проектируемого объекта с окружающей средой по результатам выполненного и утвержденного обоснования инвестиций (приводится сравнение отдельных показателей ОBOC и ООС);

• характеристику и параметры объекта, требующие уточнения при разработке проектной документации по сравнению с утвержденным обоснованием инвестиций по атмосфере, водной среде, территории и геологической среде.

10.11. Подраздел «Охрана и рациональное использование земельных ресурсов» должен содержать сведения, включающие:

• краткую характеристику земель района расположения объекта;

• воздействие объекта на территорию, условия землепользования и геологическую среду;

• охрану земель от воздействия объекта;

• восстановление и благоустройство территории после завершения строительства объекта;

• сметную стоимость рекультивационных работ, мероприятий по охране геологической среды и недр, восстановлению и благоустройству территории.

10.12. Подраздел «Охрана атмосферного воздуха от загрязнения» должен содержать сведения, включающие:

• общие положения, цели и задачи разработки (уточнение состава, количества и параметров выбросов загрязняющих веществ, определение расположения источников выбросов загрязняющих веществ от вводимых в действие объектов, определение степени влияния выбросов на загрязнение атмосферы на границе СЗЗ, разработка предложений по нормативам ПДВ, определение стоимости мероприятий по охране атмосферного воздуха, ущерба от загрязнения атмосферы и экономической эффективности принятых воздухоохранных мероприятий);

• краткую характеристику физико-географических и климатических условий района и площадки строительства;

• характеристику уровня загрязнения атмосферного воздуха в районе расположения объекта;

• воздействие объекта на атмосферный воздух и характеристику источников выброса загрязняющих веществ;

• мероприятия по уменьшению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу;

• мероприятия по регулированию выбросов загрязняющих веществ при неблагоприятных метеорологических условиях;

• расчет приземных концентраций загрязняющих веществ от выбросов объекта;

• установление ПДВ и временно согласованных выбросов (ВСВ);

• методы и средства контроля за состоянием воздушного бассейна;

• определение размеров санитарно-защитной зоны (СЗЗ);

• сметную стоимость воздухоохранных объектов и мероприятий;

• экономическую эффективность проектируемых объектов и мероприятий;

• организацию работ по составлению подраздела;

• мероприятия по защите от шума и вибраций.

10.13. Подраздел "Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения" должен содержать сведения, включающие:

• общие положения, цели и задачи;

• исходные данные для разработки;

• водопотребление и водоотведение объекта;

• характеристику водных объектов, используемых для водоснабжения и водоотведения проектируемых объектов;

• воздействие проектируемого объекта на состояние поверхностных и подземных вод;

• характеристику сточных вод проектируемого объекта;

• сброс сточных вод объекта;

• аварийные сбросы сточных вод;

• мероприятия по охране подземных вод от истощения и загрязнения;

• показатели использования водных ресурсов на проектируемом объекте;

• рыбоохранные мероприятия;

• мероприятия по улучшению руслового режима водного объекта в районе водозабора;

• сметную стоимость объектов и мероприятий по охране и рациональному использованию водных ресурсов;

• организацию работ по охране водной среды;

• оценку ущерба, наносимого поверхностным водам.

10.14. Подраздел «Охрана окружающей среды при обращении с отходами» должен содержать сведения, включающие:

• виды и количество отходов, образующихся при строительстве и эксплуатации проектируемого объекта;

• оценку степени токсичности отходов;

• складирование (утилизацию) отходов;

• сметную стоимость объектов и мероприятий для складирования (утилизации) отходов.

10.15. Подраздел «Охрана растительности и животного мира» должен содержать сведения, включающие:

• характеристику существующего состояния растительности района размещения объекта;

• воздействие объекта на растительность;

• характеристики существующего состояния животного мира в районе размещения объекта;

• воздействие объекта на животный мир (в т.ч. птиц и рыб);

• мероприятия по охране растительного и животного мира;

• сметную стоимость мероприятий по охране и рациональному использованию растительного и животного мира.

10.16. Необходимость разработки подраздела «Прогноз изменения состояния окружающей среды под воздействием проектируемого объекта» должна специально оговариваться в техническом задании на разработку проектной документации, с указанием интервала времени, для которого следует осуществить прогнозирование воздействия проектируемого объекта на среду.

10.17. В целях охраны поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения кроме технических мероприятий необходимо предусматривать:

• организацию постов наблюдения на судоходных реках;

• рыбоохранные и компенсационные мероприятия при пересечении рек и других водных объектов рыбохозяйственного назначения;

• уменьшение загрязнения водоемов при разработке подводных траншей (от сбрасывания в воду грунта);

• установку, в случае необходимости, боновых заграждений.

10.18. Охрана водоемов от загрязнения сточными водами ПС, НП и других объектов МНПП должна осуществляться с учетом требований действующих нормативных документов, в том числе ГОСТ 17.1.3.10-83.

10.19. Мероприятия по восстановлению (рекультивации) земель, нарушенных при строительстве трубопроводов, прокладываемых по незастроенной территории, разрабатываются в соответствии с постановлением Правительства РФ от 23.02.1994 г. № 140. Рекультивация земель должна осуществляться в соответствии с «Основными положениями о рекультивации земель, снятии, сохранении и рациональном использовании плодородного слоя почвы», утвержденными приказами Министерства охраны окружающей среды и природных ресурсов Российской Федерации от 22.12.1995 г. № 525 и Комитета Российской Федерации по земельным ресурсам и землеустройству от 22.12.1995 г. № 67.

При разработке проекта следует обеспечивать:

• недопущение использования земли плодородного слоя на подсыпки, перемычки и какие-либо другие земляные и строительные работы;

• восстановление водосборных канав, дренажных систем, снегозадерживающих сооружений и дорог после окончания строительных или ремонтных работ;

• восстановление земельных участков и приведение их посредством технической и биологической рекультивации в состояние, пригодное для использования по назначению;

• мероприятия по исключению развития опасных экзогенных процессов (эрозии, карста, оползней, суффозии и др.), например, укрепление грунтов посевом трав, или посадкой кустарников, мониторинг оползневых процессов и т.д.;

• мероприятия по защите животного мира при наличии путей миграции животных по трассе трубопровода;

• компенсацию ущерба животному и растительному миру от реализации проекта;

• восстановление или обновление ресурсов растительного и животного мира (по согласованию с природоохранными органами).

11. НОРМАТИВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

11.1. Нормы расхода электроэнергии предназначаются для ориентировочного определения расхода электроэнергии при получении технических условий на внешнее электроснабжение на стадиях предпроектных проработок и характеризуют удельный расход электроэнергии в кВт × ч на 1000 ткм для МНПП различного диаметра при их полном развитии, в зависимости от расчетной пропускной способности, обуславливающей определенную скорость перекачки.

Нормы учитывают полную потребность в электроэнергии с учетом расхода на собственные нужды перекачивающих станций, включая вспомогательное оборудование (котельную, канализационные и водонасосные, освещение и т.д.).

В показателях не учтена потребность в электроэнергии для жилых поселков, а также комплексов при вахтовом обслуживании. Расход электроэнергии для жилых поселков должен определяться по действующим нормативам и удельным показателям, исходя из состава гражданских и общественных зданий и степени благоустройства поселков.

Удельные нормы расхода электроэнергии для МНПП различного диаметра и скорости перекачки представлены в табл. 5.

Таблица 5
(справочно)

Скорость перекачки, м/с

Удельный расход электроэнергии, кВт × ч на 1000 ткм, при диаметре МНПП

219

273

325

377

426

530

0,8

-

-

14,5

12,7

11,3

-

0,9

-

24,8

18,8

14,9

12,6

-

1,0

42,5

31,6

22,0

18,4

13,4

-

1,1

49,2

32,4

24,5

21,2

13,9

12,3

1,2

54,7

39,1

28,3

25,8

15,6

13,8

1,3

74,5

-

32,0

-

17,9

15,6

1,4

-

-

-

29,8

19,9

17,9

1,5

-

-

-

-

-

19,8

1,6

-

-

-

-

-

21,6

Скорость перекачки нефтепродуктов определяется по формуле:

                                                                                                   (13)

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

F - средняя площадь проходного сечения МНПП, м2;

r - плотность нефтепродукта при перекачке в холодное время года, т/м3.

При разности отметок конечного и начального пунктов магистрального трубопровода нормы расхода электроэнергии увеличиваются или уменьшаются на величину:

                                                                           (14)

где DZ - абсолютная разность отметок, м;

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

L - длина МНПП, км;

К - коэффициент (см. табл. 6).

Таблица 6
(справочно)

Скорость перекачки, м/с

Значение К для диаметров МНПП, мм

219

273

325

377

426

530

0,8

3,5

4,3

7,7

8,4

9,5

-

0,9

3,7

4,9

8,4

9,4

10,6

-

1,0

3,9

5,5

9,2

10,5

11,7

20,9

1,1

4,1

6,0

9,9

11,5

12,8

22,9

1,2

4,3

6,6

10,7

12,5

14,0

25,0

1,3

-

-

11,5

13,5

15,1

26,7

1,4

-

-

-

14,5

16,3

28,8

1,5

-

-

-

-

17,5

30,9

1,6

-

-

-

-

-

33,0

11.2. Нормы расхода воды предназначаются для ориентировочного определения расхода воды при получении технических условий на стадии предпроектной проработки.

Нормы расхода воды на производственные и бытовые нужды, а также нормы водоотведения перекачивающей станции или наливного пункта допускается принимать по табл. 7.

Характеристику сточных вод, а также технические решения по очистке бытовых, нефтесодержащих (в т.ч. ливневых) сточных вод следует принимать в соответствии с требованиями действующих нормативов.

11.3. Для котельных перекачивающих станций и наливных пунктов может использоваться, жидкое топливо, природный газ, а также твердое топливо.

Применение вида топлива в каждом конкретном случае определяется, исходя из экономической целесообразности. При наличии вблизи источников газоснабжения, по согласованию с заказчиком, в качестве топлива может быть использован газ. Возможность подключения к газовым сетям определяется разрешением регионального подразделения АО «Газпром».

Для ориентировочного расчета допускается пользоваться расходами тепла по ПС и НП, приведенными в табл. 8.


Таблица 7

Таблица водного баланса для перекачивающих станций МНПП

Наименование потребителей

Среднегодовой расход воды, м3 на 1000 т перекачиваемых нефтепродуктов

Безвозвратные потери на 1000 т перекачиваемых нефтепродуктов

Оборотной в повторно используемой

Свежей из источника

Всего

в том числе

Техни­ческой

питьевой

подлежащих очистке

Не подлежа­щих специаль­ной очистке

Ливневых вод, требующих очистки

Для производственных целей

Для хозяйственных целей

Всего

Производ­ственных

Бытовых

Перекачивающие станции с резервуарным парком с годовой подачей нефтепродукта, млн. т/год

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,30-0,60

27,80-13,90

12,5-6,20

13,90-6,90

8,70-4,30

35,10-17,40

27,00-13,90

6,00-3,00

8,70-4,30

4,00-2,00

9,20-4,60

16,40-8,10

0,60-1,00

13,90-8,35

6,2-3,70

6,90-4,20

4,30-2,60

17,40-10,50

15,40-9,20

3,00-1,80

4,30-2,60

2,00-1,20

6,10-3,60

8,10-4,90

1,00-1,70

254,2-149,50

8,1-4,80

4,20-2,45

2,60-1,50

14,90-8,75

12,20-7,15

4,20-2,50

2,60-1,50

1,20-0,70

4,20-2,45

6,90-4,05

1,70-2,509

149,50-101,70

4,8-3,20

2,45-1,70

1,50-1,05

8,75-5,95

9,50-6,50

2,50-1,70

1,50-1,05

0,70-0,50

4,80-3,25

4,05-2,70

2,50-3,50

202,6-144,70

4,15-3,00

1,70-1,20

1,05-0,75

6,90-4,95

7,50-5,35

1,70-1,20

1,05-0,75

0,50-0,35

4,25-3,05

3,65-2,65

3,50-5,0

144,7-101,30

3,00-2,10

1,20-0,80

0,75-0,50

4,95-3,40

5,65-3,95

1,20-0,85

0,75-0,50

0,35-0,25

3,35-2,35

2,65-1,80

5,00-8,50

101,30-59,60

2,10-1,25

0,80-0,50

0,50-0,30

3,40-2,05

5,15-3,05

0,85-6,50

0,50-0,30

0,25-0,15

3,55-2,10

1,80-1,10

Перекачивающие станции без резервуарного парка с годовой подачей нефтепродукта, млн. т/год

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,30-0,60

27,80-13,90

6,30-3,15

9,70-4,85

3,35-1,65

19,35-9,69

12,65-6,30

4,05-2,30

3,35-1,65

4,00-2,00

0,65-0,35

7,35-3,70

0,60-1,00

13,90-8,40

3,15-1,90

4,85-2,90

1,65-1,00

9,65-5,80

6,30-3,80

2,30-1,40

1,65-1,00

2,00-1,20

0,35-0,20

3,70-2,20

1,00-1,70

254,20-149,50

7,00-4,10

3,15-1,85

1,00-0,60

11,15-6,55

6,30-3,70

3,80-2,20

1,00-0,60

1,20-0,70

0,30-0,20

5,15-3,05

1,70-2,50

149,50-101,70

4,10-2,80

1,85-1,25

0,60-0,40

6,55-4,45

3,70-2,55

2,20-1,50

0,60-0,40

0,70-0,50

0,20-0,15

3,05-2,05

2,50-3,50

202,60-144,70

2,80-2,00

1,25-0,90

0,40-0,30

4,45-3,20

2,55-1,85

1,50-1,10

0,40-0,30

0,50-0,35

0,15-0,10

2,05-1,45

3,50-5,00

144,70-101,30

2,00-1,40

0,90-0,60

0,30-0,25

3,20-2,25

1,85-1,35

1,10-0,75

0,30-0,25

0,35-0,25

0,10-0,10

1,45-1,00

5,00-8,50

101,30-59,60

1,40-0,85

0,60-0,35

0,25-0,15

2,25-1,35

1,35-0,80

0,75-0,45

0,25-0,15

0,25-0,15

0,10-0,05

1,00-0,60

 


Таблица 8
(справочно)

Ориентировочные расходы тепла по перекачивающим станциям и наливным пунктам МНПП

Наименование площадки

Расход тепла

Часовые, МВт (Гкал/ч)

Годовые, МВт (Гкал/год)

при tн=-20°С

при tн=-30°С

при tн=-40°С

при tн=-20°С

при tн=-30°С

при tн=-40°С

Перекачивающая станция с резервуарным парком

1,4-2,3

(1,2-1,98)

2,3-4,6

(1,98-3,96)

4,1-5,8

(3,53-5,0)

2300-4600

(2000-4000)

4700-9000

(4050-7760)

7000-10000

(6030-8620)

Перекачивающая станция без резервуарного парка

1,2-1,7

(1,03-1,5)

1,7-4,1

(1,5-3,53)

4,1-5,2

(3,53-4,5)

1700-3000

(1500-2600)

3000-4600

(2600-4000)

4700-8700

(4050-7500)

Наливной пункт

0,6-1,2

(0,5-1,03)

1,4-1,7

(1,2-1,5)

1,9-2,3

(1,65-1,98)

1100-3500

(950-3020)

3500-4600

(3020-4000)

4700-7600

(4050-6600)

11.4. При проектировании систем отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха зданий и сооружений перекачивающих станций и наливных пунктов следует учитывать и использовать вторичные энергетические ресурсы (ВЭР):

• тепло, содержащееся в воздухе, удаляемое системами вентиляции;

• тепло оборотной системы водоснабжения.

Использование теплоты воздуха из систем вентиляции с естественным побуждением допускается не предусматривать, и в соответствии со СНиП 2.04.05-91* из помещений категории А не следует использовать теплый воздух в теплоутилизаторах.

Целесообразность использования ВЭР для отопления, вентиляции и кондиционирования, выбор схем утилизации теплоты, теплоутилизационного оборудования и теплонасосных установок должны быть обоснованы технико-экономическим расчетом с учетом неравномерности поступления ВЭР и теплопотребления в системах.

Резервирование теплоснабжения при использовании ВЭР следует предусматривать в тех случаях, когда не допускается сокращение тепломощности потребителей в соответствии с СНиП 2.04.05-91*, а также при авариях, очистке теплоутилизаторов или остановке технологического оборудования.

11.5. Ориентировочные металловложения в линейную часть МНПП на предпроектной стадии допускается определять по табл. 9.

Таблица 9
(справочно)

Диаметр МНПП, мм

Металловложения на 1 км трубопровода, т

159

23

219

37-42

273

46-52

325

55-63

377

73-82

426

83-103

530

91-103

При прохождении трассы МНПП в горной или вблизи густонаселенной местности показатели металловложений корректируются с применением поправочного коэффициента 1,1 на соответствующих участках трассы, а при прохождении трассы в районах Крайнего Севера, Сибири и Дальнего Востока - коэффициента 1,15.

11.6. Удельные капитальные вложения в новое строительство предназначены для определения ориентировочной стоимости отдельных объектов МНПП при предпроектной проработке на стадии декларации о намерениях.

Удельные капитальные вложения приведены в долларах США. Курс доллара условно принят: 1 руб. = 0,0313 долл.

Удельные капитальные вложения в объекты МНПП приведены в табл. 10.

Таблица 10
(справочно)

Удельные капитальные вложения в объекты нефтепродуктопроводного транспорта

Наименование объекта

Диаметр МНПП, мм

Пропускная способность, млн. т/год

Количественный измеритель

Норматив удельных капитальных вложений, млн. долл. США

1 Линейная часть:

 

 

 

 

1.1. Собственно

159´6

0,3-0,6

км

0,1300

трубопровод

219´6

0,6-1,0

-"-

0,1440

 

273´6

1,0-1,7

-"-

0,1540

 

325´6

1,7-2,5

-"-

0,1740

 

377´6

2,5-3,5

-"-

0,2000

 

426´6

3,5-5,0

-"-

0,2490

 

530´6

5,0-10,0

-"-

0,2900

1.2. Телемеханика

-

-

-"-

0,004

1.3. Технологическая связь

-

-

-"-

0,045

2. Перекачивающие станции:

 

 

 

 

2.1. Перекачивающая

219´6

0,6-1,0

ПС

4,1000

станция с резервуарной

273´6

1,0-1,7

 

6,2000

емкостью

325´6

1,7-2,5

 

9,3000

 

377´6

2,5-3,5

 

11,2000

 

426´6

3,5-5,0

 

13,2000

 

530´6

5,0-10,0

 

13,6000

2.2 Резервуарная емкость

-

-

1 тыс. м3

0,0550

2.3. Перекачивающая

219´6

0,6-1,0

ПС

2,0700

станция без резервуарной

273´6

1,0-1,7

 

3,1000

емкости

325´6

1,7-2,5

 

4,9000

 

377´6

2,5-3,5

 

5,1000

 

426´6

3,5-5,0

 

5,6000

 

530´6

5,0-10,0

 

7,2000

2.4 Аварийно-восстановительный пункт

-

-

АВП

0,9300

Удельные капитальные вложения определены как базовые для условий строительства в Центральном Федеральном округе РФ с сейсмичностью не более шести баллов.

Удельные капитальные вложения приведены для:

• перекачивающих станций с резервуарным парком или без резервуарного парка;

• линейной части МНПП, телемеханики, технологической связи на один километр протяженности;

• резервуарной емкости - на 1 тыс. м3;

• аварийно-восстановительного пункта - на 1 пункт.

Объем капитальных вложений (К), необходимый для строительства МНПП (и его объектов), определяется произведением удельных капитальных вложений, соответствующих расчетной пропускной способности (dгод), на количественный измеритель (Ку) (протяженность линейной части, объем резервуарной емкости, количество перекачивающих станций):

К = dгод × Ку                                                                                                                 (15)

Показателями стоимости строительства линейной части МНПП учтены:

затраты на сооружение собственно трубопровода, включающего:

а) воздушные линии электропередач;

б) устройства электрохимзащиты;

в) переходы через водоемы и водотоки с зеркалом воды не более 30 м; /

г) технологическую связь и телемеханику.

Показателями стоимости строительства площадочных сооружений головных и промежуточных перекачивающих станций учтены затраты на здания, сооружения, инженерные сети и благоустройство в пределах территории промплощадки.

Показателями стоимости не учтены затраты:

по линейной части:

а) на возмещение средств на отчуждение и рекультивацию земель;

б) на сооружение домов патрульно-постовой службы;

в) на защитные противопожарные и противоэрозионные сооружения;

г) на вдольтрассовые дороги;

по площадкам головных и промежуточных перекачивающих станций:

а) на возмещение средств на отчуждение земель;

б) на приобретение земли в собственность;

в) на внеплощадочные инженерные сети;

г) на базу производственного обслуживания.

11.7. Ориентировочная численность инженерно-технических работников, служащих аппарата управления и производственного персонала (рабочих) линейных производственно-диспетчерских станций (ЛПДС) и перекачивающих станций (ПС) приведена в табл. 11 и 12.

Численность обслуживающего персонала технологической связи определяется в соответствии с «Нормативами численности предприятий связи нефтяной промышленности» (ВНИИОЭНГ, Москва, 1990 г.).

Численность обслуживающего персонала АВП принимается согласно СО 08-04-АКТНП-009-2004.

Служба охраны и защиты магистральных нефтепродуктопроводов состоит из патрульно-поисковых групп в количестве двух человек. Количество групп зависит от протяженности участка МНПП, контролируемого одной группой: 50-60 км.

Численность ведомственной охраны определяется в соответствии с типовыми штатами, приведенными в РД 153-39.4-045-99 и ВППБ 01-03-96.

Таблица 11
(справочно)

Ориентировочная численность линейной производственно-диспетчерской службы, в состав которой входят 2 перекачивающие станции

Наименование должности

Всего по ЛПДС, объединяющей 2 ПС

В том числе:

с резервуарным парком

без резервуарного парка

1. Численность ИТР

Начальник ЛПДС (ППС)

1

1

-

Зам. начальника ЛПДС (ППС), главный (старший) инженер

2

1

1

Инженер по технике безопасности

1

1

-

Ведущий бухгалтер (старший)

1

1

-

Бухгалтер

4

3

1

Кассир

1

1

-

Зав. канцелярии

1

1

-

Делопроизводитель

1

1

-

Замначальника по ТТО и К (инженер по ТТО)

1

1

-

Начальник лаборатории

1

1

-

Инженер-механик (мастер) механического участка

1

1

-

Начальник службы электроснабжения

1

1

-

Инженер-энергетик

1

-

1

Инженер

1

1

-

Старший инженер-электронщик

1

1

-

Инженер-системотехник

1

1

-

Инженер КИП и А

2

1

1

Техник КИП

1

-

1

Механик автотранспортного цеха

1

1

-

2. Численность рабочих

Оператор товарный перекачивающей станции

5

5

-

Оператор товарный резервуарного парка

8

8

-

Машинист технологических насосов

5

-

5

Лаборант химического анализа

12

12

-

Слесарь по ремонту технологических установок (резервуарный парк)

10

6

4

Оператор котельной

6

3

3

Слесарь-ремонтник

1

1

1

Оператор очистных сооружений

2

1

1

Слесарь-сантехник

2

1

1

Электромонтер по обслуживанию электрооборудования

18

10

8

Слесарь КИП и А

9

5

4

Водитель

17

11

6

Слесарь по авторемонту

1

-

-

3. Аварийно-восстановительный пункт

Принимается по СО 08-04-АКТНП-009-2004

4. Вспомогательные службы

4.1 Ремонтно-строительный цех

10

9

1

Мастер

1

1

-

Токарь

1

1

-

Штукатур

1

1

-

Маляр

1

1

-

Каменщик

1

1

-

Кровельщик

1

1

-

Столяр (плотник)

1

1

-

Электрогазосварщик

2

2

1

Подсобный рабочий

3

2

1

4.2. Хозгруппа

9

5

4

Завхоз

1

1

-

Кладовщик

2

1

1

Рабочий по стирке и ремонту спецодежды

2

1

1

Уборщик производственных и служебных помещений

4

2

2

4.3. Ведомственная пожарная охрана

Принимается по РД 153-39.4-045-99

4.4. Служба охраны и защиты МНПП

Заместитель начальника - начальник службы защиты

1

1

-

Инженер службы защиты

2

1

1

Примечание Численность службы электрохимзащиты определяется в соответствии с РД 153-39.4Р-136-2002

Таблица 12
(справочно)

Ориентировочная численность работников перекачивающей станции с резервуарным парком

Наименование должности

Количество, чел.

1. Численность ИТР

Начальник ЛПДС (ППС)

1

Зам. начальника ЛПДС (ППС), главный (старший) инженер

1

Инженер по технике безопасности

1

Ведущий бухгалтер (старший)

1

Бухгалтер

3

Кассир

1

Зав. канцелярии

1

Делопроизводитель

1

Зам. начальника по ТТО и К (инженер по ТТО)

1

Начальник лаборатории

1

Инженер-механик (мастер) механического участка

1

Начальник службы электроснабжения

1

Инженер-энергетик

1

Инженер

1

Старший инженер-электронщик

1

Инженер-системотехник

1

Инженер КИП и А

1

Механик автотранспортного цеха

1

2. Численность рабочих

Оператор товарный перекачивающей станции

5

Оператор товарный резервуарного парка

8

Лаборант химического анализа

12

Слесарь по ремонту технологических установок (резервуарный парк)

6

Оператор котельной

3

Слесарь-ремонтник

1

Оператор очистных сооружений

1

Слесарь-сантехник

1

Электромонтер по обслуживанию электрооборудования

10

Слесарь КИП и А

5

Водитель

11

Слесарь по авторемонту

1

3. Аварийно-восстановительный пункт

Принимается по СО 08-04-АКТНП-009-2004

4. Вспомогательные службы

4.1. Ремонтно-строительный цех

 

Мастер

1

Токарь

1

Штукатур

1

Маляр

1

Каменщик

1

Кровельщик

1

Столяр (плотник)

1

Электрогазосварщик (газорезчик)

 

Подсобный рабочий

2

4.2. Хозгруппа

5

Завхоз

1

Кладовщик

1

Рабочий по стирке и ремонту срецодежды

1

Уборщик производственных и служебных помещений

2

4.3. Ведомственная пожарная охрана

Принимается по РД 153-39.4-045-99

4.4. Служба охраны и защиты МНПП

 

Заместитель начальника - начальник службы защиты

1

Инженер службы защиты

1

Примечание. Численность службы электрохимзащиты определяется в соответствии с РД 153-39.4Р-136-2002.

 

Заменяет ВНТП 3-90