МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ

(МГС)

INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION. METROLOGY AND CERTIFICATION

(ISC)

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ

СТАНДАРТ

Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов

ПЕРЕКАЧИВАЮЩИЕ СТАНЦИИ

Проектирование

Издание официальное

Предисловие

Цели, основные принципы и общие правила проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены»

Сведения о стандарте

1    РАЗРАБОТАН Акционерным обществом «Институт по проектированию магистральных трубопроводов» (АО «Гипротрубопровод»)

2    ВНЕСЕН Подкомитетом ПК 7 «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов» Межгосударственного технического комитета по стандартизации МТК 523 «Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа»

3    ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 30 июня 2021 г. No 141-П)

За принятие проголосовали:

Краткоо наименование страны по МК <ИСОЭ1вв) 004-97	Код страны по МК |ИСО 3166) 004- 97	Сокращенное наименование национальною органа по стандартизации
Беларусь	BY	Госстандарт Республики Беларусь
Россия	RU	Росстандарт
Таджикистан	TJ	Таджикстандэрт
Узбекистан	UZ	Узстандарт
Киргизия	KG	Кыргызстандарт

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 1 июля 2021 г. No 607-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 34737-2021 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 декабря 2021 г.

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информация о введении в действие (прекращении действия) настоящего стандарта и изменений к нему на территории указанных выше государств публикуется в указателях национальных стандартов, издаваемых в этих государствах, а также в сети Интернет на сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации.

В случае пересмотра, изменения или отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации в каталоге «Межгосударственные стандарты»

© Стандартинформ. оформление. 2021

В Российской Федерации настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

И

6 Классификация и состав НПС

6.1    Классификация НПС

6.1.1    НПС в зависимости от функционального назначения проектируют с РП или без РП.

6.1.2    Требования к расположению НПС с РП по трассе МТ определены в ГОСТ 34563.

6.2    Состав НПС с резервуарным парком

6.2.1    Территорию НПС с РП разделяют на зоны с учетом функционального назначения зданий и сооружений:

а)    производственная зона НПС;

б)    зона РП;

в)    административно-хозяйственная зона;

г)    зона очистных сооружений.

6.2.2    Производственная зона НПС предназначена для размещения зданий и сооружений, обеспечивающих технологический процесс перекачки нефти/нефтепродуктов с необходимыми параметрами, а также обеспечивающих охрану труда, промышленную и пожарную безопасность.

6.2.3    Зона РП предназначена для размещения комплекса резервуаров и связанного с ним технологического оборудования, предназначенных для приема, накопления и сдачи нефти/нефтепродуктов. а также сооружений и оборудования, обеспечивающих охрану труда, промышленную и пожарную безопасность.

6.2.4    Административно-хозяйственная зона предназначена для размещения административноуправленческих служб и обслуживающих производств. Административно-хозяйственная зона — общая для всех НПС. расположенных на одной площадке (при расположении на одной площадке нескольких НПС).

6.2.5    Зона очистных сооружений предназначена для размещения установок для сбора и переработки хозяйственно-бытовых и производственно-дождевых сточных вод. Зона очистных сооружений — общая для всех НПС. расположенных на одной площадке (при расположении на одной площадке нескольких НПС).

Примечание — В случав возможности передачи производственно-дождевых или хозяйственно-бытовых сточных вод по сетям канализации или путем вывоза на очистные сооружения сторонней организации (по договору на утилизацию) очистные сооружения того или иного назначения не предусматривают.

6.3 Состав НПС без резервуарного парка

6.3.1    Территорию НПС без РП разделяют на зоны с учетом функционального назначения зданий и сооружений;

а)    производственная зона НПС;

б)    административно-хозяйственная зона;

в)    зона очистных сооружений.

6.3.2    Производственная зона НПС предназначена для размещения зданий и сооружений, обеспечивающих технологический процесс перекачки нефти/нефтепродуктов с необходимыми параметрами, а также обеспечивающих охрану труда, промышленную и пожарную безопасность.

6.3.3    Административно-хозяйственная зона предназначена для размещения административно-управленческих служб и обслуживающих производств. Административно-хозяйственная зона — общая для всех НПС, расположенных на одной площадке (при расположении на одной площадке нескольких НПС).

6.3.4    Зона очистных сооружений предназначена для размещения установок для сбора и переработки хозяйственно-бытовых сточных вод или накопительной емкости с последующим вывозом передвижной техникой на ближайшие очистные сооружения хозяйственно-бытовых сточных вод. Решение определяют исходя из суточного объема хозяйственно-бытовых сточных вод. Зона очистных сооружений — общая для всех НПС. расположенных на одной площадке (при расположении на одной площадке нескольких НПС).

Очистные сооружения производственно-дождевых сточных вод на НПС без РП не выполняют. Сбор поверхностного стока с открытых бетонных площадок стоянок техники, участков с интенсивным движением транспорта, технологического оборудования (ФГУ, насосов откачки нефти/нефтепродуктов

из подземных емкостей. СИКН/СИКНП, УРД. топливных емкостей котельной и ДЭС) осуществляют в накопительные приямки, мокрые колодцы либо в резервуар-накопитель с последующим вывозом передвижной техникой на близлежащие очистные сооружения.

Примечания

1    В случае возможности передачи хозяйственно-бытовых сточных вод по сетям канализации на очистные сооружения сторонней организации (по договору на утилизацию) очистные сооружения хозяйственно-бытовых сточных вод не предусматривают.

2    В случае отсутствия возможности организации вывоза загрязненных поверхностных сточных вод (отсутствие ближайших очистных сооружений либо превышение исходных концентраций загрязнений сточных вод относительно концентраций, возможных к приему на очистные сооружения) на НПС без РП выполняют вывоз на локальные очистные сооружения производственно-дождевых сточных вод (подземного исполнения). Для подачи загрязненных поверхностных сточных вод на локальные очистные сооружения выполняют систему производственно-дождевой канализации. Отвод очищенных сточных вод выполняют по единому отводному коллектору с очищенными бытовыми сточными водами к месту сброса. Необходимость устройства локальных очистных сооружений производственно-дождевых сточных вод на НПС без РП должна быть технико-экономически обоснована.

7 Технологическое проектирование и оборудование НПС

7.1    Общие правила выбора оборудования НПС

7.1.1    Выбор технологического оборудования НПС осуществляют исходя из обеспечения расчетной пропускной способности ТУ МТ при проектных значениях плотности и вязкости перекачиваемой нефти/ нефтепродуктов.

7.1.2    Расчетную пропускную способность определяют в соответствии с ГОСТ 34563.

7.1.3    Параметры технологического оборудования НПС выбирают с учетом следующих параметров работы ТУ МТ.

а)    режим работы ТУ МТ — непрерывный, круглосуточный:

б)    расчетное время работы ТУ МТ с учетом остановки на регламентные работы — 8400 ч или 350 дней в году.

7.1.4    При выборе места размещения НПС оценивают наличие существующих систем энергоснабжения. водоснабжения, канализации и других вспомогательных сооружений. При параллельной прокладке нефтепроводов или нефтепродуктопроводов проектируемые площадки НПС целесообразно совмещать с площадками действующего трубопровода.

7.1.5    Все НПС на участке МТ с одной и той же пропускной способностью оснащают однотипным оборудованием.

7.1.6    Для перекачки нефти/нефтепродуктов применяют последовательную, параллельную, а также параллельно-последовательную схемы соединения магистральных насосов.

7.1.7    При проектировании НПС не допускают применение технологических схем НПС с отбором нефти/нефтепродуктов на участке технологического трубопровода между подпорной и магистральной насосными станциями за исключением отбора нефти/нефтепродуктов на технологические нужды (рециркуляция нефти для подогрева, внутрипарковая перекачка, отбор на собственные нужды, отбор на смешение и т. д.). При этом на линии отбора необходимо предусматривать узел регулирования, обеспечивающий поддержание давления на входе магистральной насосной станции не ниже заданного с целью обеспечения кавитационной устойчивости МНА.

7.1.8    На НПС с РП для подачи нефти/нефтепродукта к МНА. если они не обеспечены необходимым кавитационным запасом, предусматривают установку ПНА.

7.1.9    На выходных линиях подпорных насосов до магистральных насосов предусматривают установку арматуры и оборудования, рассчитанных на давление не ниже 2.5 МПа.

7.1.10    Коллектор магистральной насосной станции рассчитывают на давление 7.5 МПа.

7.1.11    Необходимость установки ССВД на входе НПС и ее технические характеристики определяют по результатам расчета нестационарных режимов работы технологического участка МТ. Параметры работы и настройки ССВД выбирают в соответствии с ГОСТ 34563.

7.1.12    На НПС с РП предусматривают установку узлов с предохранительными устройствами для защиты по давлению технологических трубопроводов. Требования по проектированию предохранительных устройств приведены в 7.5.

7.1.13    Для поддержания заданных величин давлений (не ниже заданного на входе МНС и не выше заданного на выходе НПС) предусматривают регулирование давления. Методы регулирования давления представлены в 7.7.

7.1.14    При необходимости ввода в трубопровод противотурбулентных присадок точку ввода размещают на выходе НПС (после регулирующей арматуры, при ее наличии) для уменьшения деструкции противотурбулентных присадок. Конкретное место подключения установки по вводу противотурбулентных присадок определяют при проектировании.

7.1.15    Для обеспечения возможности работы приборов контроля давления на трубопроводах устанавливают устройства отбора давления.

7.1.16    На НПС. на которых проводят операции по приему-сдаче нефти/нефтепродуктов. предусматривают лаборатории для выполнения анализов и контроля качества перекачиваемой нефти/нефтепродуктов.

7.1.17    Для обеспечения работы схемы перекачки «из насоса в насос» следует проектировать НПС без РП. При проектировании НПС с РП следует предусматривать работу только по схемам перекачки «с подключенными резервуарами» и «через резервуары».

7.2 Резервуары и розорвуарныо парки на НПС

7.2.1    Требуемый объем РП на НПС разного назначения определяют в соответствии с ГОСТ 34563.

7.2.2    Выбор типа резервуаров, конструкции, оснащенности оборудованием, контрольно-измерительными приборами, устройствами молниезащиты, заземления, защиты от проявления статического электричества и занесенных потенциалов проводят в соответствии с ГОСТ 31385.

7.2.3    В составе НПС для перекачки нефтепродуктов количество резервуаров в РП и их емкость определяют с учетом обеспечения необходимого количества и емкости резервуаров по каждой марке нефтепродукта.

В составе НПС для перекачки нефти количество резервуаров в РП и их емкость определяют с учетом класса, типа, группы и вида нефти.

7.2.4    При определении количества резервуаров для аварийного сброса и их объема необходимо выполнять положения ГОСТ 34563.

7.2.5    Необходимость применения тепловой изоляции резервуаров определяют в соответствии с ГОСТ 34563.

7.2.6    Противопожарные расстояния от сооружений РП до соседних объектов приведены в приложении А.

7.2.7    Резервуары следует размещать группами. Общую вместимость группы резервуаров, а также расстояние между стенками соседних резервуаров, располагаемых в одной группе, принимают в соответствии с требованиями нормативных документов по пожарной безопасности государств — членов ЕАЭСЧ

Каждую группу резервуаров по периметру ограждают общим обвалованием (ограждающей стенкой).

7.2.8    Защиту резервуаров от прямых ударов молнии следует выполнять в соответствии с требованиями ГОСТ 31385 и нормативных документов государств — членов ЕАЭС.

7.2.9    Резервуары выполняют с необходимой несущей способностью при возможных неблагоприятных сочетаниях нагрузок и воздействий, которые могут возникнуть в процессе строительства и в течение расчетного срока службы.

7.2.10    Технологии очистки хозяйственно-бытовых и производственно-дождевых сточных вод с территории НПС обеспечивают санитарную и экологическую безопасность объектов. Характеристики очищенных сточных вод соответствуют санитарным нормам, требованиям нормативных документов государств — членов ЕАЭС.

7.3 Магистральные насосные агрегаты

7.3.1 Все НПС на участках МТ с одной и той же проектной пропускной способностью оснащают однотипными МНА. Количество и характеристики МНА определяют необходимыми расчетами.

¹¹ На территории Российской Федерации действует СП 155.13130.2014 «Склады нефти и нефтепродуктов. Требования пожарной безопасности».

7.3.2    МНА размешают в помещении, на открытой площадке или под навесом в зависимости от категории размещения устанавливаемого оборудования согласно ГОСТ 15150. Установка насосов в заглубленном помещении не допускается.

7.3.3    Подачу магистральных насосов принимают в соответствии с расчетной пропускной способностью нефтепровода/нефтепродуктопровода и принятой схемой соединения насосов (последовательная. параллельная).

7.3.4    Магистральные насосные агрегаты выбирают согласно требованиям ГОСТ 34183.

7.3.5    Проточная часть магистрального насоса должна обеспечивать возможность установки сменных роторов на подачу в зависимости от расчетной пропускной способности участка МТ.

7.3.6    При определении количества МНА учитывают схему их соединения и необходимость наличия резервных МНА.

7.3.7    Количество магистральных насосных агрегатов в составе магистральной насосной станции определяют исходя из расчетного давления, характеристик МНА. характеристик перекачиваемой неф-ти/нефтепродукта. режима перекачки. Рекомендованное количество рабочих МНА в группе — не более трех. На каждую группу рабочих МНА необходимо предусматривать установку од!Юго резервного МНА. При соответствующем обосновании допускается изменять количество рабочих МНА.

7.3.8    Для заполнения опорожненных магистральных насосов (в том числе после ремонта), а также для вывода магистрального насоса в ремонт используют дренажный трубопровод, на котором установлена запорная арматура, предусмотренная на номинальное давление магистральных насосов.

7.3.9    Для смазки и охлаждения подшипников МНА предусматривают принудительную систему смазки (маслосистема) в соответствии с требованиями завода — изготовителя МНА. Маслосистема может быть единой (на всю группу установленных МНА) или индивидуальной (для каждого МНА).

Допускают применение картерной или консистентной системы смазки.

7.3.10    При отключении энергоснабжения маслосистема обеспечивает маслоснабжение агрегата с требуемыми параметрами до его полной остановки.

7.3.11    На месте эксплуатации насос в сборе допускает проведение гидравлических испытаний совместно с прилегающими трубопроводами на прочность пробным давлением, превышающим предельное давление в 1,25 раза, в течение времени не менее 24 ч и на герметичность пробным давлением, равным предельному, в течение времени не менее 12 ч.

7.3.12    В качестве привода МНА применяют асинхронные или синхронные вэрывозащищенные ЭД. Вид взрывозащиты ЭД предусматривают соответствующим среде, в которой он эксплуатируется. Конструкция применяемых ЭД предусматривает места для установки датчиков стационарных систем контроля, в том числе датчиков измерения температуры и вибрации на подшипниковых опорах.

7.3.13    Для обеспечения взрывозащиты ЭД МНА с видом взрывозащиты «заполнение или продувка оболочки под избыточным давлением» предусматривают систему, обеспечивающую заполнение оболочки под избыточным давлением защитного газа. В качестве защитного газа применяют атмосферный воздух. Параметры воздуха (чистота, давление, температура и расход) определяют исходя из обеспечения требуемых параметров защитного газа в режиме нормальной эксплуатации ЭД МНА. При размещении оборудования системы, обеспечивающей заполнение оболочки ЭД под избыточным давлением защитного газа в отдельном помещении смежно с насосной станцией и применение трубопроводов с толщиной стенки более 3.5 мм. дополнительных решений по предотвращению повреждений трубопровода при пересечении стен не требуется.

7.3.14    Для систем обеспечения взрывозащиты с применением подпорных вентиляторов предусматривают установку двух вентиляторов на каждый МНА из расчета: один — в работе, один — в резерве. Расход и напор вентиляторов определяют исходя из обеспечения требуемых параметров защитного газа в режиме нормальной эксплуатации и предпусковой подготовки ЭД. Параметры защитного газа в режиме предпусковой подготовки ЭД и в режиме нормальной эксплуатации ЭД обеспечивают работой одного вентилятора по необходимой циклограмме.

7.3.15    В случае применения ЭД с системой оборотного жидкостного охлаждения, состоящей из насосной станции, аппаратов воздушного охлаждения и сетей оборотного охлаждения, в качестве охлаждающей жидкости применяют воду. При размещении НПС в районах, климатические условия которых в холодный период года приводят к замерзанию охлаждающей жидкости при ее циркуляции, в качестве охлаждающей жидкости предусматривают использование нетоксичной и негорючей низкозамерзающей жидкости.

7.3.16    При последовательной схеме включения МНА трубопровод на выходе МНС оснащают обратным клапаном для исключения обратного потока продукта через МНА при отключении МНА

(МНС). При параллельной схеме включения МНА выкидные линии каждого МНА оснащают обратными клапанами.

7.4 Подпорные насосные агрегаты

7.4.1    Вертикальные ПНА устанавливают на открытой бетонной площадке с отбортовкой для ограничения розлива нефти/нефтепродуктов. Горизонтальные ПНА устанавливают в помещении, на открытой бетонной площадке или под навесом (проветриваемое укрытие) с отбортовкой для ограничения розлива нефти/нефтепродукта. На вновь проектируемых НПС установку насосов в заглубленном помещении не допускают.

7.4.2    При проектировании выполняют расчет, подтверждающий бескавитационную работу насоса с учетом разницы отметок и потерь в технологических трубопроводах.

7.4.3    При проектировании новых НПС минимальное количество работающих ПНА на проектных режимах принимают не менее двух. На каждую группу ПНА предусматривают не менее одного резервного ПНА.

7.4.4    На НПС каждую группу ПНА (в том числе резервные ПНА для данной группы) оснащают однотипными ПНА.

7.4.5    Технологическую обвязку подпорных насосных агрегатов предусматривают для обеспечения параллельной работы насосов, а также применения резервного насоса для подготовки резервуаров к техническому обследованию и ремонту, зачистки резервуаров, внутрипарковой перекачки и откачки нефти/нефтепродуктов из резервуаров аварийного сброса нефти/нефтепродуктов.

7.4.6    Для очистки перекачиваемой нефти/нефтепродуктов от механических примесей и посторонних предметов на приеме ПНА устанавливают фильтры.

7.4.7    Выкидные линии каждого ПНА оснащаются обратными клапанами.

7.5 Защита по давлению технологических трубопроводов и оборудования

7.5.1    Для защиты по давлению технологических трубопроводов на НПС с РП предусматривают установку узлов с предохранительной арматурой:

-    на приемном технологическом трубопроводе с точкой подключения за ФГУ по потоку нефти/нефтепродуктов (СППК NqI);

-    между подпорной насосной и магистральной насосной станциями (СППК No 2).

Число предохранительных клапанов, для первого узла (СППК №1) рассчитывают на максимальную расчетную пропускную способность нефтепровода/нефтепродуктопровода, а для второго узла (СППК Np 2) — на 70 % от максимальной расчетной пропускной способности нефтепровода/нефтепро-дуктопровода.

На каждом узле предусматривают по одному резервному предохранительному клапану.

Сброс нефти/нефтепродуктов от узла с предохранительной арматурой предусматривают в резервуары аварийного сброса. Объем резервуаров аварийного сброса определяют в соответствии с ГОСТ 34563.

Номинальное давление трубопровода между ПНС и МНС принимают не ниже 2,5 МПа.

Примечание — На стадии проектирования необходимо уточнять требуемую производительность сброса от СППК № 2 и объем сброса по результатам расчетов нестационарных режимов работы технологического участка МТ. моделирующих внезапное отключение МНС при отсутствии энергоснабжения, в том числе при отказе затвора обратного на выходе МНС.

7.5.2    Давление настройки предохранительных клапанов выбирают из условия создания запаса 0,2 МПа над рабочим давлением в точке подключения предохранительных клапанов. Рабочее давление в трубопроводе между ПНС и МНС принимают при максимальном уровне нефти/нефтепродукта в резервуаре, при давлении, развиваемом ПНА при нулевой подаче, а также с учетом разности геодезических отметок между днищем резервуара и высотной отметкой установки предохранительного клапана.

7.5.3    Для повышения надежности защиты по давлению технологических трубопроводов РП допускают оснащение узла СППК на входе НПС с РП (СППК NqI) автоматически открывающейся подавлению запорной арматурой, установленной параллельно данному узлу. Давление открытия запорной арматуры принимают не менее давления настройки предохранительного клапана.

7.5.4    Для дополнительной защиты линейной части МТ от превышения давления (при закрытии запорной арматуры, установленной до площадки с предохранительной арматурой на приеме НПС с РП) допускается установка до узла подключения станции (на входе НПС с РП. до запорной арматуры под-

ключения НПС) автоматически открывающейся запорной арматуры со сбросом мефти/нефтепродукта в резервуары аварийного сброса.

Установку вышеуказанной запорной арматуры выполняют только при наличии обоснования применения данного вида защиты НПС с РП.

В случае, если технологический участок МТ оснащен или оснащается в соответствии с проектом системой автоматизации технологического участка МТ. расчет нестационарных режимов работы технологического участка МТ с целью проверки необходимости установки автоматически открывающейся запорной арматуры выполняют с учетом работы автоматических защит данной системы. В случае, если действия системы автоматизации технологического участка МТ обеспечивают непревышение допустимого рабочего давления линейной части МТ и приемного трубопровода НПС с РП. автоматически открывающуюся запорную арматуру не устанавливают.

Время открытия автоматически открывающейся запорной арматуры принимают не более половины времени закрытия запорной арматуры, установленной от узла подключения НПС до узла СППК на входе НПС с РП.

7.5.5    До и после каждого предохранительного клапана в узлах СППК устанавливают отключающую запорную арматуру с ручным управлением. Запорную арматуру рабочих клапанов опломбировывают в открытом положении.

7.5.6    На НПС допускают установку ССВД. обеспечивающей снижение воздействия на трубопроводы волны давления, возникающей при нестационарных режимах работы технологического участка МТ. Сброс потока нефти/нефтепродуктов от ССВД предусматривают в резервуары горизонтальные стальные. ССВД устанавливают на трубопроводе приемной линии НПС после фильтров-грязеуловителей. Установку ССВД обосновывают расчетами нестационарных режимов работы участка МТ.

7.5.7    При проектировании НПС учитывают возможность повышения давления в секциях трубопровода линейной части и в технологических трубопроводах при нестационарных процессах, характеризующихся изменением давления вдоль трассы МТ во времени (волны давления) в результате отключения НПС.

7.5.8    На НПС с РП при установке предохранительных клапанов только между подпорной и магистральной насосной станциями для определения объема сброса нефти/нефтепродукта выполняют расчеты нестационарных процессов, влияющих на условия отключения магистральной насосной станции.

7.6    Правила обеспечения очистки перекачиваемой нефти/нефтепродуктов

7.6.1    Для очистки перекачиваемой нефти/нефтепродуктов от механических примесей и посторонних предметов на входе НПС предусматривают узел фильтрации. Количество рабочих фильтров принимают не менее двух и не менее одного резервного.

7.6.2    Диаметр отверстий фильтрующего элемента ФГУ определяют в зависимости от требований к МНА и ПНА и требований, указанных в задании на проектирование, к степени очистки перекачиваемой нефт ^нефтепродукта.

7.6.3    ФГУ оснащают быстроразъемными затворами.

7.6.4    При проектировании НПС. осуществляющих перекачку или отгрузку нефтепродуктов потребителю. допускается предусматривать дополнительные узлы фильтрации или узлы подключения к мобильным фильтрующим установкам исходя из требований грузополучателя к чистоте нефтепродукта, а также с учетом конкретных условий эксплуатации.

7.6.5    Пропускную способность рабочих ФГУ. устанавливаемых на приемном трубопроводе НПС, предусматривают не менее проектной пропускной способности ТУ МТ.

7.7    Способы регулирования давления

7.7.1 Для поддержания давления на входе и выходе НПС возможны следующие способы регулирования давления:

-    регулирование давления дросселированием потока;

-    регулирование давления путем изменения частоты вращения вала насосного агрегата.

Выбор способа регулирования давления (дросселирование потока, изменение частоты вращения

вала насосного агрегата) определяют на основании технико-экономического обоснования.

При выборе способа регулирования давления дросселированием потока учитывают, что рабочее давление на выходе НПС не превышает 6.3 МПа.

7.7.2    Схема УРД предусматривает прямые участки до и после регулирующей арматуры длиной не менее 5 диаметров присоединяемого трубопровода. Присоединение регулирующей арматуры к трубопроводу предусматривают фланцевое, материал ответных фланцев обеспечивает приварку к трубопроводам.

Примечание — Допускается уменьшать указанное расстояние по согласованию с заводом — изготовителем регулирующей арматуры.

7.7.3    Для УРД на выходе МНС учитывают следующее:

-    схема узла регулирования состоит не менее чем из двух параллельных регулирующих линий;

-    пропускную способность узла регулирования давления принимают не менее расчетной пропускной способности ТУ МТ с учетом возможности вывода одного из регуляторов в ремонт.

7.7.4    Для УРД. устанавливаемых на входе НПС. предназначенных для исключения самотечных участков на линейной части МТ. учитывают следующее:

-    схема узла регулирования состоит не менее чем из двух параллельных регулирующих линий с учетом одной резервной линии:

-    наличие байпасного трубопровода, обеспечивающего пропускную способность ТУ МТ с установкой запорной арматуры.

7.7.5    В составе УРД применяют регулирующую арматуру. Не допускают применение запорной арматуры в качестве регулирующей.

7.8 Система дренажа и сбора утечек

7.8.1    Система дренажа предназначена для освобождения технологического оборудования от нефти/нефтепродуктов путем открытия дренажной запорной арматуры. Система сбора утечек предназначена для отвода утечек нефти/нефтепродуктов от МНА и ПНА. Сбор утечек и дренажа технологического оборудования осуществляют по отдельным трубопроводам в емкости подземные дренажные или резервуары горизонтальные стальные.

7.8.2    Опорожнение дренажных емкостей и горизонтальных стальных резервуаров предусматривают полупогружными электронасосными агрегатами во взрывозащищенном исполнении.

7.8.3    Подключение трубопроводов вспомогательных систем к магистральным насосным агрегатам и горизонтальным подпорным насосным агрегатам выполняют через виброгасящие рукава.

7.8.4    В начальных точках коллекторов дренажа, отвода утечек, отвода газовоздушной смеси и отвода масла от МНА. ПНА и другого оборудования предусматривают узлы для продувки и пропарки трубопроводов, обустроенные штуцером с запорной арматурой и заглушкой.

7.8.5    Трубопроводы сбора утечек вне зданий выполняют в теплоизоляции или теплоизоляции с электрообогревом (в зависимости от температуры окружающей среды и характеристик нефти/нефтепродуктов: проектной вязкости, температуры застывания).

7.8.6    По всей протяженности трубопроводов дренажа, сбора утечек и трубопровода отвода газовоздушной смеси предусматривают постоянный уклон в сторону дренажной емкости (резервуара) не менее 0.002 и исключают местные провисы для обеспечения полного освобождения трубопроводов и оборудования от нефти/нефтепродуктов.

7.8.7    Правила установки дренажных емкостей и горизонтальных резервуаров

7.8.7.1    Емкость подземная горизонтальная дренажная предназначена для сбора дренажа и утечек от оборудования. Резервуар горизонтальный стальной для аварийного сброса нефти/нефтепродуктов предназначен для сброса нефти/нефтепродуктов от систем сглаживания волн давления, а также сбора дренажа и утечек от оборудования.

Материалы и конструкцию дренажных емкостей и горизонтальных резервуаров предусматривают согласно климатическим условиям района их установки.

7.8.7.2    Люки горизонтальных резервуаров и дренажных емкостей располагают выше поверхности земли.

7.8.7.3    Горизонтальные резервуары и дренажные емкости заземляют и защищают внутренним и наружным антикоррозионным покрытием.

7.8.7.4    Горизонтальные резервуары и дренажные емкости при необходимости (в зависимости от условий эксплуатации и назначения) оснащают внутренним подогревателем.

При наличии в горизонтальных резервуарах и дренажных емкостях подогревателей (змеевиков, электроподогревателей) уровень нефти/нефтепродуктов определяют не менее 0,5 м выше поверхности подогревателей (при работающих подогревателях).

7.87.5 Горизонтальные резервуары и дренажные емкости оборудуют искробезопасной лестницей для доступа внутрь резервуара.

7.9 Правила прокладки технологических трубопроводов

7.9.1    Прокладку технологических трубопроводов НПС предусматривают подземной, за исключением участков подключения к технологическому оборудованию.

Примечание — При соответствующем обосновании допускается надземная прокладка технологических трубопроводов НПС на несгораемых конструкциях, эстакадах, этажерках, стойках, опорах.

7.9.2    Трубопроводы резервуарного парка в районах с сейсмичностью 8 баллов и более по шкале сейсмической интенсивности [1] прокладывают только иадземно.

7.9.3    Диаметры технологических трубопроводов определяют на основании гидравлических расчетов. с учетом допустимых скоростей движения перекачиваемой нефти/нефтепродукта. в том числе определяемых условиями электростатической искробезопасности.

7.9.4    Необходимость выполнения обогрева технологических трубопроводов (электрообогрев или с применением теплоспутника) и тепловой изоляции для надземных трубопроводов определяют в зависимости от температуры застывания перекачиваемой нефти/нефтепродуктов и температуры окружающего воздуха района строительства.

7.9.5    Минимальные расстояния от технологических трубопроводов до сооружений НПС принимают в соответствии с требованиями нормативных документов государств — членов ЕАЭС.

7.9.6    Глубину заложения технологических трубопроводов предусматривают не менее 0.8 м от поверхности земли до верхней части трубы (теплоизоляции), а в местах, где не предусмотрено движение транспорта. — с заглублением не менее 0.6 м.

При прокладке трубопроводов под проездами на территории НПС предусматривают укладку бетонных плит. Дополнительную защиту технологических трубопроводов футлярами в данном случае не производят. Глубину заложения технологических трубопроводов определяют не менее 0.8 м от верха покрытия проезда до верхней части трубы (теплоизоляции).

7.9.7    При взаимном пересечении технологических трубопроводов расстояния между стенками труб (теплоизоляции) в свету составляют не менее 350 мм. а пересечения выполняют под углом не менее 60°.

Примечание — Допускают сокращение расстояния при взаимном пересечении технологических трубопроводов до 200 мм при реконструкции существующих НПС (в стесненных условиях).

7.9.8    При пересечении технологических трубопроводов с инженерными коммуникациями расстояния по вертикали (в свету) определяют:

а)    между технологическими трубопроводами и железнодорожными путями, считая от подошвы шпалы, — не менее 1,0 м.

б)    между технологическими трубопроводами и автомобильными дорогами, считая от верха покрытия до верха трубы (или ее футляра) — по расчету на прочность, но не менее 0,8 м;

в)    между технологическими трубопроводами и силовыми кабелями напряжением до 35 кВ и кабелями связи — не менее 0.5 м;

г)    между технологическими трубопроводами и силовыми кабелями напряжением 110—220 кВ — не менее 1 м;

д)    между технологическими трубопроводами и трубопроводами различного назначения — не менее 0.2 м.

Примечание — В стесненных условиях расстояние между кабелями до 35 кВ и трубопроводами, проложенными подземно, допускается уменьшать до 0.25 м. при условии размещения кабелей в трубах; на участках надземной прокладки трубопроводов или на совмещенных эстакадах, при пересечении или параллельном следовании кабели должны быть проложены в стальных трубах, в металлических коробах или металлических глухих лотках с крышкой с толщиной стенки не менее 1.5 мм.

7.9.9    При подземной прокладке технологических трубопроводов в случае расположения в одной траншее двух и более трубопроводов предусматривают их размещение в один ряд (в горизонтальной плоскости). Расстояние между стенками труб (теплоизоляции) в свету принимают при следующих диаметрах трубопроводов:

а)    до DN 300 включительно — не менее 0.4 м;

б)    более DN 300 — не менее 0,5 м.

7.9.10    Расстояния при надземной прокладке технологических трубопроводов между осями смежных трубопроводов и от трубопроводов до строительных конструкций как по горизонтали, так и по вертикали определяют исходя из удобства монтажа, нанесения теплоизоляции, возможности установки оборудования и фланцевых соединений и предусматривают не менее указанных в ГОСТ 32569.

7.9.11    При взаимном пересечении теплоизолированных технологических трубопроводов надземной прокладки расстояние между стенками теплоизоляции по вертикали (в свету) составляет не менее 100 мм.

7.9.12    Участки трубопроводов в местах прохода через стены предусматривают без сварных стыков. Проход через стены выполняют с обустройством гильзы.

7.9.13    Длина прямых вставок (катушек), ввариваемых между элементами трубопровода, составляет не менее 250 мм. Допускаются прямые вставки длиной не менее 100 мм при диаметре трубопровода не более 530 мм.

7.9.14    Технологические трубопроводы проектируют с уклонами, обеспечивающими их опорожнение при остановке перекачки. Для исключения газовой фазы входные технологические трубопроводы РП предусматривают с уклоном не менее 0.002 в сторону ПНС.

7.9.15    Срок эксплуатации технологических трубопроводов составляет 50 лет при условии выполнения соответствующих требований по безопасной эксплуатации.

7.9.16    Технологию выполнения работ по сборке и сварке трубопроводов всех назначений, а также приварку оборудования и соединительных деталей трубопроводов выполняют в соответствии с действующими стандартами государств — членов ЕАЭС¹».

7.9.17    При сварке трубопроводов маслосистемы, а также импульсных линий отборов давления контрольно-измерительных приборов применяют технологию сварки, исключающую попадание шлака, брызг в маслосистему и импульсные трубки.

7.9.18    Все сварные соединения трубопроводов, включая импульсные линии отборов давления контрольно-измерительных приборов, подвергают контролю неразрушающими методами. Методы и объемы контроля качества сварных соединений принимают в соответствии с действующими нормативными документами государств — членов ЕАЭС¹*.

7.9.19    Все сварочные материалы (электроды, проволоки, флюсы) предусматривают в соответствии с действующими стандартами государств — членов ЕАЭС и обеспечивают требуемый уровень прочностных и вязкопластических свойств сварных соединений и сварочно-технологических характеристик^.

7.10    Правила выполнения расчетов напряженно-деформированного состояния

технологических трубопроводов

7.10.1    При проектировании НПС выполняют расчет напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов и оборудования. Расчет технологических трубопроводов на прочность выполняют в соответствии с действующими стандартами государств — членов ЕАЭС²).

7.10.2    Для районов с сейсмичностью свыше 6 баллов для надземных трубопроводов и свыше 8 баллов для подземных в расчете учитывают дополнительные нагрузки, возникающие при сейсмическом воздействии³».

7.10.3    При проектировании выполняют расчет нагрузок (сил и моментов) на патрубки механо-тех-нологического оборудования от присоединяемых технологических трубопроводов. Расчетные усилия и моменты на патрубки механо-технологического оборудования не допускают превышения усилий и моментов, указанных заводом — изготовителем оборудования.

7.11    Правила проведения гидравлических испытаний технологических трубопроводов и

оборудования

7.11.1 Испытания осуществляют гидравлическим способом на прочность и герметичность с учетом обеспечения безопасности проведения операций.

'» На территории Российской Федерации действует СП 86.13330.2014 «СНиП 111-42-80* Магистральные трубопроводы».

²» На территории Российской Федерации расчет проводится в соответствии с СП 36.13330.2012 «СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы».

³» На территории Российской Федерации действует СП 14.13330.2018 «СНиП 11-7-81* Строительство в сейсмических районах».

7.11.2    Проведение гидравлических испытаний технологических трубопроводов и оборудования в составе технологических узлов предусматривают отдельными участками, в зависимости от номинального давления каждого участка, в два этапа:

а)    первый этап — на прочность в течение 24 ч;

б)    второй этап — на герметичность в течение времени, необходимого для осмотра, но не менее

12 ч.

При положительной температуре наружного воздуха гидроиспытания проводят чистой водой (без механических примесей). При отрицательной температуре — незамерзающей жидкостью или с принятием мер по предотвращению замерзания.

7.11.3    При испытании технологических трубопроводов совместно с подключенным оборудованием величину испытательного давления на прочность определяют равной 1,25Р_раб. при проверке на герметичность — Р_раб.

7.11.4    В целях обеспечения безопасности проведение гидроиспытаний технологических трубопроводов на прочность выполняют давлением, не превышающим величины заводского испытательного давления оборудования, трубопроводов и соединительных деталей.

7.11.5    Испытания трубопроводов с подключенным оборудованием на прочность и герметичность выполняют после полной готовности участка, полной засыпки, крепления на опорах, установки арматуры и приборов, а также катодных выводов.

7.11.6    Дренажные емкости и горизонтальные стальные резервуары (емкости для сбора утечек и дренажа, сброса от предохранительных клапанов и пр.) после монтажа, до засыпки грунтом, подвергают проверке на герметичность путем налива опрессовочной жидкости. Налив производят до максимального уровня в соответствии с паспортными характеристиками резервуара. Продолжительность :

а)    после монтажа (до засыпки) — 6 ч;

б)    после засыпки — 3 ч.

7.11.7    При проведении гидроиспытаний на торцах труб производят монтаж эллиптических заглушек заводского изготовления. При наличии на границе участков фланцевых соединений устанавливают плоские заглушки между фланцами.

7.11.8    Для заполнения трубопроводов при проведении гидроиспытаний монтируют патрубок по нижней образующей трубы, для выпуска воздуха — по верхней образующей трубы.

7.11.9    Перед проведением гидравлических испытаний до установки заглушек полость трубопроводов НПС продувают воздухом с целью очистки. Компрессор устанавливают в начальной точке трубопровода. противоположный конец трубопровода должен быть открыт. Производительность продувки определяется таким образом, чтобы скорость движения воздуха в трубопроводе была не менее 0.4 м/с. При продувке фильтрующие элементы фильтров, клапаны предохранительных устройств и клапаны ССВД (при их наличии) демонтируют.

7.11.10    При проведении гидравлических испытаний контроль значения испытательного давления осуществляется с помощью электронного самопишущего манометра и показывающих манометров, имеющих одинаковую точность во всем диапазоне измерения и одинаковые пределы измерения. Показывающие манометры применяются класса точности не более 1, при условии, что контролируемые значения давлений должны находиться в пределах второй трети шкалы показаний манометра (предел шкалы на давление 4/3 от испытательного давления). Один манометр устанавливают у опрессовочного агрегата после запорной арматуры, другой — в верхней точке трубопровода, наиболее удаленной от опрессовочного агрегата. Манометры устанавливают с выносом на расстояние не менее 5 м от испытываемого трубопровода. Запрещается установка манометров в траншеи и напротив эллиптических днищ.

7.11.11    После проведения гидроиспытаний трубопроводы НПС опорожняются от опрессовочной жидкости путем ее вытеснения воздухом, подаваемым компрессором. Компрессор подключают к патрубкам для выпуска воздуха. Опрессовочная жидкость вытесняется через предназначенный для заполнения патрубок в специальную емкость, или жидкость должна перепускаться в следующий испытываемый участок.

7.11.12    Давление гидроиспытаний на прочность централизованной маслосистемы уточняют по паспорту на маслосистему.

7.11.13    Испытание топливопроводов системы подачи топлива от топливных резервуаров до дизельной электростанции и трубопроводов системы подачи затворной жидкости проводят согласно ГОСТ 32569.

Содержание

1    Область применения..................................................................1

2    Нормативные ссылки.......................................................... 1

3    Термины и определения........................................ 2

4    Сокращения.........................................................................5

5    Общие положения............................. 5

6    Классификация и состав НПС...........................................................7

6.1    Классификация НПС...............................................................7

6.2    Состав НПС с резервуарным парком..................................................7

6.3    Состав НПС без резервуарного парка.................................................7

7    Технологическое проектирование и оборудование НПС......................................8

7.1    Общие правила выбора оборудования НПС............................................8

7.2    Резервуары и резервуарные парки на НПС.............................................9

7.3    Магистральные насосные агрегаты...................................................9

7.4    Подпорные насосные агрегаты......................................................11

7.5    Защита по давлению технологических трубопроводов и оборудования.....................11

7.6    Правила обеспечения очистки перекачиваемой нефти/нефтепродуктов ....................12

7.7    Способы регулирования давления...................................................12

7.8    Система дренажа и сбора утечек....................................................13

7.9    Правила прокладки технологических трубопроводов....................................14

7.10    Правила выполнения расчетов напряженно-деформированного состояния технологических

трубопроводов..................................... 15

7.11    Правила проведения гидравлических испытаний технологических трубопроводов

и оборудования.................................................................15

7.12СИКН иСИКНП..................................................................17

7.13    Испытательные лаборатории......................................................17

7.14    Запорная и обратная арматура.....................................................17

8    Архитектурно-строительное проектирование.............................................17

8.1    Размещение площадки НПС........................................................17

8.2    Разработка генерального плана.....................................................18

8.3    Общие правила проектирования зданий и сооружений НПС..............................19

8.4    Проектирование оснований и фундаментов...........................................20

8.5    Геотехнический мониторинг................................ 20

9    Защита резервуаров, трубопроводов, металлоконструкций и оборудования от коррозии.........21

9.1    Общие правила...................................................................21

9.2    Защита трубопроводов, металлоконструкций и оборудования от подземной коррозии........21

9.3    Защита трубопроводов, металлоконструкций и оборудования от атмосферной коррозии......21

9.4    Защита наружной и внутренней поверхности резервуаров вертикальных стальных от коррозии 21

9.5    Теплоизоляция резервуаров, трубопроводов и оборудования.............................22

10    Электрохимическая защита НПС от коррозии............................................22

11    Электроснабжение и электрооборудование НПС............ 22

7.11.14 При испытаниях на прочность и герметичность устанавливают охранные зоны, в пределах которых во время проведения работ запрещается нахождение людей¹ >.

7.12    СИКН и СИКНП

7.12.1    Для измерения количества и определения показателей качества нефти/нефтепродуктов при технологической необходимости в системе МТ предусматривают СИКН/СИКНП.

В зависимости от назначения СИКН/СИКНП подразделяют на коммерческие и оперативные. Коммерческая СИКН/СИКНП предназначена для ведения приема/сдачи нефти/нефтепродуктов между различными юридическими лицами. Оперативная СИКН/СИКНП предназначена для оперативного измерения количества и показателей качества нефти/нефтепродуктов с целью обеспечения процессов управления технологическими объектами. Оперативная СИКН/СИКНП применяется вне сферы государственного регулирования обеспечения единства измерений и не подлежит обязательной регистрации в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

7.12.2    Проектирование СИКН/СИКНП выполняют в соответствии с ГОСТ 34396.

7.12.3    Метрологическое обеспечение СИКН/СИКНП осуществляют в соответствии со стандартами, техническими регламентами, законами, нормативными правовыми актами в области обеспечения единства измерений/эаконодательной метрологии государств, где эксплуатируют СИКН/СИКНП.

7.13    Испытательные лаборатории

7.13.1    Для определения физико-химических свойств и показателей качества нефти/нефтепродуктов привлекают испытательные лаборатории.

7.13.2    Оснащение оборудованием, средствами измерений и материалами определяется перечнем испытаний согласно требованиям НТД на перекачиваемый продукт и НТД на проведение испытаний.

7.14    Запорная и обратная арматура

7.14.1    Трубопроводную запорную и обратную арматуру по климатическому исполнению и сейсмостойкости применяют в соответствии с районом строительства.

7.14.2    Соединение трубопроводной арматуры с технологическими трубопроводами выполняют сварным способом.

7.14.3    Соединение трубопроводной арматуры с надземными трубопроводами вспомогательных систем и оборудованием допускается выполнять фланцевым способом с применением прокладок из терморасширенного графита.

7.14.4    Размещение трубопроводной арматуры на подземных трубопроводах предусматривают без сооружения колодцев. Разрабатывают решения, позволяющие осуществлять осмотр и обслуживание фланцевых и сальниковых соединений.

7.14.5    Класс герметичности затвора запорной арматуры для технологических трубопроводов принимают по классу «А» по ГОСТ 9544.

8 Архитектурно-строительное проектирование

8.1    Размещение площадки НПС

8.1.1    Расположение площадки НПС выбирают с учетом гидравлического расчета, рельефа местности. а также розы ветров в данном районе.

8.1.2    Площадку НПС размещают на неподтопляемых территориях, а также участках, не подверженных оползневым и карстовым явлениям. По возможности предусматривают размещение площадок НПС на возвышенностях и участках с непросадочными грунтами.

В случае наличия опасных геологических процессов (подтопление, карстовые процессы и др.) решение о размещении НПС принимают по результатам соответствующего технико-экономического обоснования. При этом разрабатывают специальные мероприятия по обеспечению безопасной эксплуатации.

На территории Российской Федерации охранные зоны безопасности при проведении гидроиспытаний определяют на основании Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» приложения 7, таблица 2.

11.1    Электроснабжение НПС..........................................................22

11.2    Аварийная дизельная электростанция..............................................23

11.3    Кабельные и проводные линии............................... 24

11.4    Электроосвещение..............................................................24

12    Молниезащита и заземление НПС.....................................................25

13    Автоматизация и телемеханизация.....................................................27

14    Сети связи.........................................................................32

15    Метрологическое обеспечение средств измерений.......................................32

16    Сети инженерно-технического обеспечения.............................................32

17    Системы водоснабжения и водоотведения..............................................34

17.1    Водоснабжение.................................................................34

17.2    Водоотведение.................................................................35

18    Системы теплоснабжения, отопления, вентиляции и кондиционирования.....................36

18.1    Общие положения ........................ 36

18.2    Котельные.....................................................................37

18.3    Тепловые сети.................................................................37

18.4    Системы отопления.............................................................37

18.5    Вентиляция и кондиционирование.................................................37

19    Пожарная безопасность..............................................................38

20    Охрана окружающей среды...........................................................38

21    Инженерная защита НПС.............................................................41

22    Перечень мероприятий по гражданской обороне, мероприятий по предупреждению чрезвычайных

ситуаций природного и техногенного характера....................................... .41

23    Инженерно-технические средства охраны и средства антитеррористической защиты НПС......41

24    Организация и условия труда работников. Управление производством и предприятием.........42

24.1    Охрана труда и организация условий труда..........................................42

24.2    Организация управления производством............................................42

25    Промышленная безопасность.........................................................42

26    Энергоэффективность и энергосбережение НПС.........................................43

Приложение А (обязательное) Противопожарные расстояния от зданий, сооружений и наружных

установок РП до соседних объектов.........................................44

Приложение Б (обязательное) Минимальные расстояния между зданиями, сооружениями.

инженерными сетями и трубопроводами.....................................48

Приложение В (обязательное) Минимальные расстояния от НПС до объектов, зданий и сооружений 49

Приложение Г (обязательное) Категории электроприемников по надежности электроснабжения____52

Приложение Д (обязательное) Категории складов для хранения нефти и нефтепродуктов.........55

Библиография............ 56

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов ПЕРЕКАЧИВАЮЩИЕ СТАНЦИИ Проектирование

Trunk pipeline transport of oil and oil products. Pumping stations. Design

Дата введения — 2021—12—01

1    Область применения

1.1    Настоящий стандарт распространяется на проектирование новых и реконструкцию действующих перекачивающих станций магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов номинальным диаметром до DN 1200 включительно, с избыточным давлением на выходе перекачивающей станции до 7.5 МПа включительно.

1.2    При проектировании объекта реконструкции действующих перекачивающих станций положения настоящего стандарта распространяются только на реконструируемую часть объекта.

1.3    Настоящий стандарт не распространяется на проектирование перекачивающих станций для газонасыщенных нефтей, для особо высокосернистой нефти с массовой долей серы свыше 3.5 %. перекачивающих станций нефтепроводов с подогревом («горячих» нефтепроводов’>) и перекачивающих станций, проектируемых для зон строительства с многолетнемерзлыми грунтами.

2    Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:

ГОСТ 8.417 Государственная система обеспечения единства измерений. Единицы величин ГОСТ 9.602 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ 12.1.007 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

ГОСТ 21.001-2013 Система проектной документации для строительства. Общие положения ГОСТ 9544 Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов

ГОСТ 15150 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 15543.1 Изделия электротехнические и другие технические изделия. Общие требования в части стойкости к климатическим внешним воздействующим факторам

ГОСТ 27751 Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения ГОСТ 30852.9 (МЭК 60079-10:1995) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон

Трубопровод, требующий повышения температуры перекачиваемой нефти для обеспечения запаса по температуре застывания нефти, в том числе по условиям его остановки.

Издание официальное

ГОСТ 31384 Защита бетонных и железобетонных конструкций от коррозии. Общие технические требования

ГОСТ 31385 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия

ГОСТ 31565 Кабельные изделия. Требования пожарной безопасности

ГОСТ 32144 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения

ГОСТ 32569 Трубопроводы технологические стальные. Требования к устройству и эксплуатации на взрывопожароопасных и химически опасных производствах

ГОСТ 33382 Дороги автомобильные общего пользования. Техническая классификация ГОСТ 34183 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Насосы центробежные нефтяные. Общие технические условия

ГОСТ 34396 Системы измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия

ГОСТ 34563 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Правила технологического проектирования

ГОСТ IEC 60079-14 Взрывоопасные среды. Часть 14. Проектирование, выбор и монтаж электроустановок

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации (wwtv.easc.by) или по указателям национальных стандартов, издаваемым в государствах, указанных в предисловии, или на официальных сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации. Если на документ дана недатированная ссылка, то следует использовать документ, действующий на текущий момент, с учетом всех внесенных в него изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то следует использовать указанную версию этого документа. Если после принятия настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение применяется без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 34563, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1    водоподготовка: Комплекс технологического оборудования, предназначенного для доведения качества исходной воды до заданных требований.

3.2    вспомогательный технологический трубопровод: Технологический трубопровод, не участвующий в технологических режимах работы магистрального трубопровода.

3.3    коллектор магистральной насосной станции: Трубопровод от тройника приемной линии первого магистрального насосного агрегата (включая тройник) до регуляторов давления (включая регуляторы давления) при их наличии или до обратного затвора на выходе МНС (включая затвор) при отсутствии регуляторов давления.

3.4    выходной трубопровод НПС: Трубопровод от регуляторов давления (от обратного затвора на выходе МНС при отсутствии регуляторов давления) до отключающей задвижки на выходе НПС.

3.5    запорная арматура: Арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью.

3.6    инженерные изыскания: Изучение природных условий и факторов техногенного воздействия в целях рационального и безопасного использования территорий и земельных участков в их пределах, подготовки данных по обоснованию материалов, необходимых для территориального планирования, планировки территории и архитектурно-строительного проектирования.

3.7    инженерно-технические средства охраны: Технические средства охраны и инженерно-технические средства защиты объекта, предназначенные для предотвращения несанкционированного проникновения на объект и/или выявления несанкционированных действий в отношении объекта.

3.8    кавитация: Процесс образования парогазовых пузырьков в перекачиваемой жидкости на входе в рабочее колесо насоса и дальнейшее их схлопывание в области повышенного давления, приводящее к износу частей насоса и снижающее эффективность его работы.

3.9    кавитационный запас: Разность между абсолютным значением полного напора на входе в насос и напором, эквивалентным давлению насыщенного пара перекачиваемой жидкости при определенной температуре, относительно базовой плоскости.

3.10    канализационная насосная станция: Насосная станция, предназначенная для подачи сточных вод на очистные сооружения.

3.11    кессонный фундамент (кессонная часть здания): Фундамент, выполненный в виде бетонного монолитного короба'герметичной стальной коробки, с усиленной гидроизоляцией, предотвращающей поступление грунтовых вод внутрь короба/коробки.

3.12    магистральная насосная станция: Сооружение, входящее в состав НПС и предназначенное для повышения давления в трубопроводе с помощью магистральных насосных агрегатов.

3.13    накопление нефти [нефтепродуктов]: Совокупность технологических операций, обеспечивающих прием необходимого количества и сохранение качества нефти [нефтепродуктов] с целью ее [их] последующей перекачки или перевалки.

3.14    насосная станция хозяйственно-питьевого водоснабжения: Сооружение, предназначенное для обеспечения потребителей водой питьевого качества на хозяйственно-литьевые и производственные нужды.

3.15    неприкосновенный запас воды: Запас воды, необходимый для работы системы пенного пожаротушения и водяного охлаждения с учетом дополнительного расхода на работу мобильных средств пожаротушения от пожарных гидрантов/гребенок в размере 25 % от фактического расхода установки водяного охлаждения.

3.16    перекачивающая станция (магистрального трубопровода): Площадочный объект магистрального трубопровода, предназначенный для приема, накопления, учета, поддержания необходимого режима перекачки нефти/нефтепродуктов по магистральному трубопроводу.

Примечания

1    Согласно сложившейся практике в тексте документов, как правило, используют краткую форму термина. а именно «НПС». взамен объединенного термина «нефтеперекачивающая [нвфтепродуктоперекачиваюшая] станция».

2    При необходимости уточнения, с каким продуктом выполняются технологические операции, используют полную форму термина «нефтеперекачивающая станция» или «[нефтепродуктолерекачивающая] станция».

3.17    номинальный объем резервуара: Условная величина, предназначенная для идентификации резервуара при проектировании.

Примечание — Например, номинальный объем резервуара используют:

-    при расчете объема резервуара и устанавливаемого на резервуар оборудования, расчете установок пожаротушения и охлаждения стенок резервуаров;

-    компоновке резервуарных парков и нефтебаз.

3.18    очистные сооружения сточных вод: Комплекс зданий, сооружений и устройств для очистки сточных вод и обработки осадка.

3.19    подпорная насосная станция: Сооружение, входящее в состав НПС и предназначенное для подачи нефти/нефтепродуктов из резервуарного парка на вход магистральных насосных агрегатов с давлением, обеспечивающим их работу вне зоны кавитации.

3.20    пожарный гидрант/пожарная гребенка: Устройство для отбора воды из водопроводной сети для тушения пожара.

3.21    пояс стонки резервуара вертикального стального: Цилиндрический участок стенки, состоящий из листов одной толщины.

Примечание — При этом высота пояса равна ширине одного листа. К первому поясу относится пояс стенки, присоединяемый к днищу резервуара.

3.22    предельное давление насоса: Наибольшее давление на выходе из насоса, на которое рассчитана его конструкция.

3.23    проектирование: Деятельность, связанная с выполнением инженерных изысканий, разработкой проектной и рабочей документации, предназначенной для осуществления строительства новых, технического перевооружения и реконструкции действующих объектов магистральных трубопроводов.

3.24 _

проектная документация: Совокупность текстовых и графических документов, определяющих архитектурные, функционально-технологические, конструктивные, инженерно-технические и иные решения проектируемого здания (сооружения), состав которых необходим для оценки соответствия принятых решений заданию на проектирование, требованиям технических регламентов и документов в области стандартизации и достаточен для разработки рабочей документации для строительства.

(ГОСТ 21.001-2013. статья 3.1.5]

3.25    проектные свойства нефти [нефтепродукта]: Свойства нефти (нефтепродукта], принятые в расчетах.

Примечание — В расчетах принимаются свойства нефти [нефтепродукта], определяемые на основании теплогидравлических расчетов по всему технологическому участку МТ исходя из свойств транспортируемой нефти (нефтепродукта) для минимальной среднемесячной температуры грунта на глубине оси трубопровода.

3.26    просадочный грунт: Грунт, который под действием внешней нагрузки и (или) собственного веса при замачивании водой претерпевает вертикальную деформацию (просадку) и имеет относительную деформацию просадочности более 0.01.

3.27 _

рабочая документация: Совокупность текстовых и графических документов, обеспечивающих реализацию принятых в утвержденной проектной документации технических решений объекта капитального строительства, необходимых для производства строительных и монтажных работ, обеспечения строительства оборудованием, изделиями и материалами и/или изготовления строительных изделий.

Примечание — В состав рабочей документации входят основные комплекты рабочих чертежей, спецификации оборудования, изделий и материалов, сметы, другие прилагаемые документы, разрабатываемые в дополнение к рабочим чертежам основного комплекта.

[ГОСТ 21.001-2013. статья 3.1.6]

3.28    расчетная температура нефти [нефтепродукта]: Минимальная температура нефти (нефтепродукта). определяемая по среднемесячной температуре грунта на глубине оси трубопровода.

3.29    резервуар (для нефти/нефтепродуктов): Сооружение, предназначенное для приема, накопления и сдачи нофти/нефтепродуктов.

Примечание — Резервуары в ряде случаев можно использовать для измерения объема и/или хранения нефти/нефтепродуктов.

3.30    система пенного пожаротушения: Совокупность установок пенного пожаротушения, интегрированных посредством единых сетей трубопроводов, насосной станции пожаротушения, систем дозирования пенообразователя, источников водоснабжения, средств автоматизации.

3.31    склады нофти и нефтепродуктов: Комплекс зданий, резервуаров и других сооружений, предназначенных для приема, хранения и выдачи нефти и нефтепродуктов.

Примечание — Нефтебазы, резервуарные парки и наливные станции магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов относят к складам нефти и нефтепродуктов.

3.32    схема перекачки нефти [нефтепродукта] из насоса в насос: Схема перекачки нефти (нефтепродукта), при которой необходимое давление для бескавитационной работы на входе насосов НПС обеспечивается за счет остаточного давления, развиваемого предыдущей НПС.

3.33    схема перекачки нефти [нефтепродукта] с подключенными резервуарами: Схема перекачки нефти (нефтепродукта), при которой прием и откачка нефти (нефтепродукта) производятся через один и тот же резервуар или группу резервуаров.

3.34    схема перекачки нефти [нефтепродукта] через резервуары: Схема перекачки нефти (нефтепродукта), при которой прием нефти (нефтепродукта) производится в одну группу резервуаров, а откачка нефти (нефтепродукта) ведется из другой группы резервуаров.

3.35    технологический трубопровод: Трубопровод для нефти/нефтепродуктов. входящий в состав площадочного объекта магистрального трубопровода.

Примечание — К технологическим трубопроводам относятся трубопроводы:

-    между точками врезки в линейную часть магистрального трубопровода на входе и выходе площадочного обьекта. включая трубопроводную арматуру:

-    резервуарных парков, включая обвязку резервуаров:

-    сброса давления от предохранительных клапанов, системы сглаживания волн давления, обвязки емкостей сброса ударной волны, откачки из емкостей сбора утечек;

-    сливо-наливных эстакад;

-    опорожнения стендеров морских терминалов, установок для рекуперации паров нефти;

-    дренажа и утечек от насосных агрегатов, дренажа фильтров-грязеуловителей, дренажа УРД, узлов учета нефти.'нефтепродуктов;

-    обеспечения топливом котельной НПС.

3.36 торфяная залежь верхового типа; Торфяная залежь, сложенная видами верхового торфа полностью или не менее половины общей толщины пласта.

4    Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения;

АВР — автоматическое включение резерва;

АСУТП — автоматизированная система управления технологическим процессом;

ГЖ — горючая жидкость;

ГЛОНАСС — Глобальная навигационная спутниковая система;

ДЭС — дизельная электростанция;

ЕАЭС — Евразийский экономический союз;

ЗРУ — закрытое распределительное устройство:

ЗУ — заземляющее устройство;

ЛВЖ — легковоспламеняющиеся жидкости;

МНА — магистральный насосный агрегат;

МНС — магистральная насосная станция;

МТ — магистральный трубопровод:

МЭК — Международная электротехническая комиссия;

НПС — нефтеперекачивающая/нефтепродуктоперекачивающая станция;

НТД — нормативно-техническая документация.

ПНА — подпорный насосный агрегат;

ПНС — подпорная насосная станция.

ПО — программное обеспечение.

РВС — резервуар вертикальный стальной;

РВСП — резервуар вертикальный стальной с понтоном;

РВСПК — резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей;

РП — резервуарный парк;

СИКН — система измерений количества и показателей качества нефти;

СИКНП — система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов;

СМ3 — система защиты от молнии;

СОУ — система обнаружения утечек:

СППК — сбросной пружинный предохранительный клапан;

ССВД — система сглаживания волн давления;

СУП — система уравнивания потенциалов;

ТУ — технологический участок:

УРД — узел регулирования давления:

ФГУ — фильтр-грязеуловитель;

ЭД — электродвигатель.

5    Общие положения

5.1 Проектирование зданий и сооружений, в том числе инженерных коммуникаций, расположенных на площадках НПС. следует выполнять в соответствии с требованиями технических регламентов, стандартов, других нормативных документов в области технического регулирования, распространяю-

щихся на проектирование соответствующих зданий и сооружений, с учетом требований настоящего стандарта.

5.2    Проектную документацию на строительство новых и реконструкцию действующих НПС разрабатывают на основе утвержденного заказчиком задания на проектирование, материалов инженерных изысканий и иных материалов предпроектного обследования.

5.3    Инженерные изыскания для строительства новых и реконструкции действующих НПС выполняют в порядке, установленном действующими законодательными и нормативными актами по инженерным изысканиям.

5.4    Проектирование НПС осуществляют специализированные организации, имеющие свидетельства о допуске к работам по проектированию объектов капитального строительства, которые оказывают влияние на безопасность указанных объектов, а также необходимую техническую базу.

5.5    Для зданий и сооружений указывают уровень ответственности в соответствии с ГОСТ 27751.

5.6    Объекты НПС и установленное на них оборудование должны соответствовать проектной документации. Изменение проектных решений допускается по согласованию с проектными организациями с последующим прохождением экспертизы проектной документации в соответствии с законодательством государств — членов ЕАЭС и внесением принятых решений в техническую документацию.

5.7    При проектировании объектов НПС учитывают все нагрузки и воздействия с учетом особенностей размещения и климатического района по ГОСТ 15150.

5.8    При проектировании следует принимать технические решения, включающие выбор оборудования. направленные на минимизацию технологических потерь нефти/нефтепродуктов при транспортировке.

5.9    При проектировании НПС необходимо выполнять требования промышленной и пожарной безопасности.

5.10    В проектной документации на реконструкцию НПС представляют результаты технико-экономического сравнения основных показателей до начала реконструкции и после ее окончания.

5.11    В проектной документации проводят идентификацию зданий и сооружений производственного объекта путем установления их соответствия следующим существенным признакам:

а)    класс функциональной пожарной опасности;

б)    категория зданий, помещений и наружных установок по пожарной и взрывопожарной опасности в соответствии с требованиями таблиц А.2 и А.З приложения А;

в)    степень огнестойкости с учетом требований пожарной безопасности государств — членов ЕАЭС:

г)    класс конструктивной пожарной опасности согласно требованиям пожарной безопасности государств — членов ЕАЭС;

д)    классы взрывоопасных и пожароопасных зон.

Классы взрывоопасных и пожароопасных зон регламентируются требованиями пожарной безопасности государств — членов ЕАЭС.

5.12    При разработке проектной документации на строительство новых и реконструкцию действующих НПС в соответствующих разделах проектной документации на всех этапах проектирования учитывают требования и предусматривают мероприятия по охране окружающей среды и восстановлению природной среды, по рациональному использованию и воспроизводству природных ресурсов, по обеспечению экологической безопасности на основе использования наилучших существующих технологий с учетом экономических и социальных факторов, а также по энергосбережению и повышению энергетической эффективности, по обеспечению охраны труда, промышленной безопасности и пожарной безопасности. предупреждению аварий и локализации их последствий с необходимыми обоснованиями и расчетами.

5.13    На НПС допускают к применению только системы и оборудование, а также их компоненты (в том числе иностранного производства), имеющие разрешительную документацию (сертификат или декларацию о соответствии обязательным требованиям технического(их) регламента(ов)), и в технической документации которых указан их срок службы. После достижения установленного срока дальнейшая эксплуатация систем и оборудования без проведения процедур по продлению срока безопасной эксплуатации запрещена.