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

5.1.1 В состав магистральных нефтепроводов входят:

• трубопровод с ответвлениями, лупингами и перемычками, запорной арматурой, переходами через естественные и  искусственные препятствия, узлами подключения насосных станций, узлами пуска-приема СОД;

• установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии;

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

• линии электропередач, предназначенные для обслуживания нефтепроводов;

• устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты;

• противоэрозионные и защитные сооружения нефтепроводов;

• земляные амбары для временного хранения нефти при авариях;

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

• постоянные вдольтрассовые проезды, сооружаемые в случае необходимости при соответствующем технико-экономическом обосновании, опознавательные, запрещающие и предупредительные знаки местонахождения нефтепроводов;

• головные, промежуточные перекачивающие, наливные насосные станции;

• резервуарные парки;

• пункты подогрева нефти;

• нефтеналивные эстакады и причалы.

Полный перечень сооружений магистрального нефтепровода приведен в Приложении Б.

5.1.2 К основным параметрам магистрального нефтепровода относятся: производительность, диаметр, протяженность, число нефтеперекачивающих станций, рабочее давление и емкость резервуарных парков.

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

• наименование начального и конечного пунктов  магистрального трубопровода;

• производительность нефтепровода в млн.т в год при полном развитии с указанием роста загрузки по этапам (годам);

• перечень нефтей (или их смесей), подлежащих перекачке по нефтепроводу с указанием количества каждого сорта, характеристики нефтей (или их смесей), включая температуру застывания, вязкость для условий перекачки, упругость паров и плотность;

• перечень пунктов сброса нефтей с указанием объемов сброса по годам (по этапам) и по сортам;

• условия поставки и приема;

• коэффициент неравномерности перекачки;

• требования по организации управления нефтепроводами;

• необходимость обратной перекачки.

5.1.4 Для обеспечения заданной производительности магистрального нефтепровода должно предусматриваться развитие его по очередям за счет увеличения числа насосных станций. В отдельных случаях допускается сооружение лупингов или вставок при их технико-экономическом обосновании. Допускается проектирование магистрального нефтепровода с последующим строительством второй нитки в следующих случаях:

• заданная производительность не обеспечивается одной ниткой;

• увеличение производительности нефтепровода до пределов, указанных в задании на проектирование, намечается в сроки, превышающие 8 лет;

• упругость паров нефти, поступающей в резервуарные парки, при заданной производительности за счет тепловыделения в нефтепроводе превышает 66,5 кПа (500 мм рт.ст.).

5.1.5 Диаметр и толщины стенок труб магистрального нефтепровода должны определяться на основании технико-экономических расчетов. Для предварительных расчетов при выборе параметров магистральных нефтепроводов следует руководствоваться данными, приведенными в таблице 5.1.

Таблица 5.1

5.1.6 Основные параметры нефтепровода определяются, исходя из обеспечения производительности нефтепровода при расчетных значениях плотности и вязкости перекачиваемой нефти. Производительность нефтепровода определяется с учетом коэффициента неравномерности перекачки. Величину коэффициента неравномерности перекачки следует принимать для:

• трубопроводов, идущих параллельно с другими нефтепроводами и образующими систему, - 1,05;

• однониточных нефтепроводов, подающих нефть от пунктов добычи к системе трубопроводов, - 1,10;

• однониточных нефтепроводов, по которым нефть от системы нефтепроводов подается к нефтеперерабатывающему заводу, а также однониточных нефтепроводов, соединяющих систему, - 1,07.

Суточная пропускная способность нефтепровода определяется, исходя из характеристик устанавливаемого оборудования, несущей способности трубопровода, закладываемого в проекте максимального режима перекачки с учетом действующих ограничений (часы максимума и т.п.).

5.1.7 Расчетные вязкость и плотность нефти должны приниматься при минимальной температуре нефти с учетом тепловыделения в нефтепроводе, обусловленного трением потока и теплоотдачи в грунт, при минимальной температуре грунта на глубине оси трубопровода.

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

5.1.9 Последовательную перекачку нефти разного сорта следует предусматривать прямым контактом или с применением разделителей в зависимости от допустимого объема образующейся смеси.

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

5.1.11 При последовательной перекачке на НПС с емкостью и на наливных станциях магистральных нефтепроводов должны предусматриваться приборы для контроля состава нефти.

5.1.12 Режим последовательной перекачки следует предусматривать при обязательном отключении резервных ниток трубопровода. На трубопроводах, предназначенных для последовательной перекачки нефти разного сорта, сооружение лупингов не допускается.

5.2.1 Режим работы магистральных нефтепроводов непрерывный, круглосуточный.

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

7.1.1 Нефтеперекачивающие станции магистрального нефтепровода подразделяются на головные и промежуточные.

Головная НПС - это нефтеперекачивающая станция, расположенная в начале нефтепровода и работающая только по схеме "через емкость" или "с подключенной емкостью", с возможностью работы, в случае необходимости, по схеме "из насоса в насос" с учетом п.7.1.28.

В состав технологических сооружений головной перекачивающей станции входят: резервуарный парк, подпорная насосная, узел учета, магистральная насосная, узел регулирования давления, фильтры-грязеуловители, узлы с предохранительными устройствами, а также технологические трубопроводы.

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

Состав технологических сооружений промежуточных НПС с емкостью аналогичен головной перекачивающей станции.

7.1.2 Наливные станции предназначаются для приема нефти из магистрального трубопровода в емкость и налива  нефти в железнодорожные вагоны-цистерны.

Проектирование наливных станций должно производиться по нормам технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз) ВНТП-5.

7.1.3 На магистральных нефтепроводах большой протяженности должна предусматриваться организация эксплуатационных участков протяженностью от 400 до 600 км, обеспечивающих независимую работу нефтеперекачивающих станций по схеме "из насоса в насос" без использования емкости.

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

7.1.5 НПС должны размещаться после перехода нефтепроводом больших рек на площадках с благоприятными топогеологическими условиями, а также возможно ближе к населенным пунктам, железным и шоссейным дорогам, источникам электроснабжения и водоснабжения.

7.1.6 Головные НПС предусматривается располагать на площадках центральных пунктов подготовки нефти, вблизи резервуарных парков с использованием существующих систем энергоснабжения, водоснабжения, канализации и других вспомогательных сооружений, если это не противоречит специальным нормам. При параллельной прокладке нефтепроводов проектируемые площадки НПС совмещаются с площадками действующего нефтепровода.

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

• на НПС с емкостью с подачей нефти от объектов нефтедобычи в резервуарный парк;

• на промежуточной НПС без емкости с подкачкой нефти от объектов нефтедобычи на прием магистральной насосной.

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

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

7.1.10 Для перекачки нефтей по магистральным нефтепроводам может использоваться как последовательная, так и параллельная схема включения насосов МН.

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

7.1.11 В случае если расчетная подача может быть обеспечена насосами с роторами на различную подачу, то должен выбираться ротор на меньшую подачу.

На период эксплуатации магистральных нефтепроводов до сооружения всех НПС проектом должны предусматриваться сменные роторы для магистральных насосов.

7.1.12 Напор центробежных насосов должен приниматься в соответствии с требуемым давлением на НПС для обеспечения заданной производительности нефтепровода.

7.1.13 Число рабочих центробежных насосов в каждой МН должно определяться исходя из расчетного рабочего давления насосной, характеристики насоса, характеристик перекачиваемых нефтей, режима перекачки и быть не более трех.

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

7.1.15 Работа всех НПС по схеме "из насоса в насос" без использования емкости должна предусматриваться в пределах эксплуатационных участков нефтепровода.

7.1.16 При расчетах приемных нефтепроводов должна производиться проверка неразрывности струи с учетом упругости паров при максимальной температуре перекачиваемой нефти. Расчет производится по ведомственным руководящим документам.

7.1.17 На НПС с емкостью для подачи перекачиваемой нефти к основным насосам, если они не располагают необходимым кавитационным запасом, должна быть предусмотрена установка подпорных насосов. Установка насосов в заглубленном помещении не допускается.

В группе до четырех подпорных насосов необходимо устанавливать один резервный.

На выходных линиях подпорных насосов до магистральных насосов должны устанавливаться арматура и оборудование, рассчитанные на давление не ниже 2,5 МПа (25 кгс/см).

7.1.18 На НПС с емкостью должна предусматриваться установка узлов с предохранительными устройствами и автоматически открывающаяся задвижка для защиты по давлению технологических трубопроводов резервуарного парка.

Автоматически открывающаяся задвижка также предназначена для защиты от перелива нефти из резервуаров.

Один узел должен устанавливаться на приемных трубопроводах резервуарного парка, а второй между подпорной и магистральной насосными, а при наличии узла учета - между подпорной насосной и узлом учета нефти. Число рабочих устройств для первого узла рассчитывается на максимальный расход нефти, а для второго узла на 70% от максимального расхода. На каждом узле следует предусматривать не менее 30% резервных пред охранительных устройств от числа рабочих.

До и после каждого предохранительного устройства следует устанавливать отключающие задвижки с ручным приводом. При эксплуатации эти задвижки должны быть опломбированы в открытом положении.

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

7.1.19 Для опорожнения технологических трубопроводов и оборудования должны предусматриваться самотечные дренажные трубопроводы со сбросом нефти в заглубленные емкости. Дренажные трубопроводы прокладываются с уклоном не менее 0,002.

7.1.20 На участке трубопровода после МН до узла регулирования должен быть установлен быстродействующий обратный клапан (без демпфера).

7.1.21 Для поддержания заданных величин давлений (минимального на входе и максимального на выходе МН) предусматривается регулирование давления методом дросселирования, или, при соответствующем обосновании, применением гидромуфт или электропривода с регулируемым числом оборотов.

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

Выбор параметров регулирующих устройств должен осуществляться с учетом обеспечения регулирования при отключении одного из регулирующих устройств и перепада давления при отсутствии регулирования, равного 2030 кПа при двух работающих устройствах. Максимальный перепад принимается равным полному напору одного магистрального насоса при подаче, равной пропускной способности нефтепровода.

7.1.22 В соответствии со СНиП 2.05.06 на промежуточных НПС магистральных нефтепроводов диаметром 720 мм и выше должны предусматриваться ССВД. Применение ССВД на нефтепроводах меньшего диаметра обосновывается расчетами.

7.1.23 При появлении волн давления ССВД должна обеспечивать сброс части потока нефти из приемной линии МП в резервуары-сборники.

7.1.24 ССВД должна срабатывать при повышении давления в нефтепроводе на величину не более 0,3 МПа от установившегося давления в нефтепроводе, происходящем со скоростью выше 0,3 МПа/с. Дальнейшее повышение давления в зависимости от настройки ССВД должно происходить плавно со скоростью от 0,01 до 0,03 МПа/с. Начальная величина повышения давления и скорость повышения давления ССВД должны настраиваться плавно или ступенями.

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

7.1.26 ССВД должна устанавливаться на байпасе приемной линии НПС после фильтров-грязеуловителей с установкой двух задвижек с электроприводом, отключающих ССВД от приемной линии НПС. Диаметр байпасного трубопровода выбирается так, чтобы площадь сечения его была не менее половины площади сечения приемной линии.

7.1.27 До и после исполнительных органов ССВД должна  предусматриваться установка задвижек с ручным приводом. Задвижки должны быть опломбированы в открытом положении.

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

• для нефтепроводов диаметром 1220 мм - 500 м ;

• для нефтепроводов диаметром 1020 мм - 400 м;

• для нефтепроводов диаметром 820 мм - 200 м;

• для нефтепроводов диаметром 720 мм и менее -150 м.

7.1.29 Технологическая схема НПС с емкостью должна обеспечивать возможность работы по схеме "из насоса в насос", при этом необходимо предусматривать снижение максимального рабочего давления на предыдущей НПС до безопасного уровня.

7.1.30 При последовательной схеме включения насосов МН технологическая схема НПС должна обеспечивать возможность параллельно-последовательной работы НА с учетом наличия или перспективы строительства параллельных нефтепроводов.

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

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

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

7.1.34 Испытание трубопроводной обвязки магистральных насосных агрегатов должно предусматриваться совместно с насосами с учетом ограничений заводов - изготовителей оборудования, арматуры, труб и соединительных деталей.

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

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

7.1.37 Классификацию взрывопожароопасных зон - см. Приложение В.

7.1.38 Проектирование причалов для слива-налива нефти выполняется по "Нормам технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз)" ВНТП-5.

7.2.1 Суммарный полезный объем резервуарных парков нефтепровода распределяется следующим образом.

Головная нефтеперекачивающая станция магистрального нефтепровода должна располагать емкостью в размере от двухсуточной до трехсуточной производительности нефтепровода.

На НПС с емкостью, расположенных на границе эксплуатационных участков, а также в месте перераспределения потока нефти между нефтепроводами должна предусматриваться резервуарная емкость в размере 0,3-0,5 суточной производительности нефтепроводов. При выполнении приемосдаточных операций на НПС резервуарная емкость должна быть в пределах 1,0-1,5 суточной производительности нефтепровода.

7.2.2 При нескольких параллельных нефтепроводах суммарный полезный размер резервуарной емкости должен определяться от суммы суточных производительностей каждого нефтепровода.

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

7.2.4 Полезная емкость (объем) резервуарных парков определяется по таблице 7.1 с учетом коэффициента полезной емкости, который равен отношению полезного объема резервуара к строительному номиналу. Полезный объем резервуара определяется по нормативным верхним и нижним уровням, рассчитываемым по времени, необходимому для выполнения оперативных действий.

7.2.5 Количество резервуаров на НПС должно определяться с учетом ежегодного вывода в капитальный ремонт в соответствии с утвержденным нормативным коэффициентом 7-12% емкости по строительному номиналу с учетом единичной емкости резервуаров. Единичная емкость резервуаров выбирается из расчета установки не менее двух однотипных резервуаров на НПС, а в случае проведения приемосдаточных операций по резервуарам - не менее трех однотипных резервуаров.

Таблица 7.1

7.2.6 В целях защиты резервуаров от перелива и защиты технологических трубопроводов и арматуры от превышения давления в составе резервуарного парка необходимо дополнительно предусматривать резервуарную емкость в объеме 2-часовой производительности нефтепровода. Проектом должен предусматриваться сброс нефти по специальному трубопроводу от предохранительных устройств в резервуарный парк (не менее 2 резервуаров) или в 2 отдельных резервуара. Для обеспечения надежной работы предохранительного устройства должны быть предусмотрены средства зачистки трубопровода сброса.

7.2.7 Для сокращения потерь нефти должны применяться резервуары с плавающими крышами или с понтонами (применение других типов резервуаров требует выполнения технико-экономического обоснования).

7.2.8 Подогрев нефти, в случае необходимости, должен производиться с применением рециркуляционных систем с подогревом в теплообменных аппаратах или в печах.

7.2.9 При транспорте нефти, требующей подогрева,  проектом определяется необходимость применения и тип тепловой изоляции резервуаров и трубопроводов из несгораемых материалов.

7.2.10 Оборудование резервуаров должно обеспечивать технологические операции по заполнению их нефтью и опорожнению, защиту от повышения и понижения давления в газовом пространстве, защиту от распространения пожара, тушение пожара. Перечень оборудования для различных типов резервуаров определен "Правилами технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз" РД 153-39.4-078. Применение компенсаторов на приемораздаточных патрубках резервуаров для ограничения усилий, передаваемых технологическими трубопроводами на резервуары, определяется проектом в зависимости от диаметров подводящих трубопроводов, емкости резервуаров и условий эксплуатации.

7.2.11 В резервуарах для нефти в целях предотвращения образования и удаления донных отложений должны устанавливаться системы размыва парафина с пригруженными соплами для железобетонных резервуаров и винтовые перемешивающие устройства для стальных. Для размыва парафина в железобетонных резервуарах следует предусматривать подачу нефти, как из магистрального нефтепровода, так и от насосных агрегатов с возможностью одновременной откачки нефти из резервуара.

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

7.2.13 Внутри обвалования группы резервуаров допускается прокладка технологических трубопроводов, обслуживающих резервуары данной группы. Не допускается транзитная прокладка трубопроводов через соседние обвалования группы резервуаров. Устройство фланцевых соединений технологических трубопроводов и размещение задвижек в пределах обвалования (за исключением коренных) не допускается.

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

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

7.3.2 Необходимость установки переходников с одного диаметра на другой при подключении НА определяется гидравлическим расчетом и техническими условиями завода-изготовителя.

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

Скорости движения нефти в трубопроводах должны составлять:

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

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

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

7.3.5 На трубопроводы от узлов пуска-приема СОД до магистральной насосной, а также от подпорной до магистральной насосной распространяются нормы проектирования магистральных трубопроводов (СНиП 2.05.06, СНиП III-42) на остальные - нормы проектирования технологических трубопроводов (СНиП 3.05.05, СН 527, ВНТП-5).

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

Соединение запорной арматуры с технологическими трубопроводами должно быть на сварке.

8.1.1 При проектировании магистральных нефтепроводов или отдельных объектов на магистральных нефтепроводах должно предусматриваться их оснащение средствами автоматики, телемеханики и создание автоматизированных систем управления нефтепроводами (АСУ ТП).

8.1.2 Основными целями создания АСУ ТП являются:

• обеспечение транспортирования нефти с заданной производительностью при минимальных эксплуатационных затратах;

• повышение надежности работы нефтепроводного транспорта и предотвращение аварийных ситуаций;

• сокращение потерь нефти при транспортировании и хранении;

• обеспечение качества поставляемых нефтей;

• осуществление оперативного учета материальных и энергетических ресурсов и затрат;

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

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

8.1.4 С целью повышения уровня эксплуатации, улучшения использования оборудования и ресурсов при определении организационной структуры АСУ ТП следует совмещать управление несколькими объектами в общем районном диспетчерском пункте (РДП). С учетом устойчивой работы линии связи и экономических соображений должно предусматриваться создание крупных РДП, вплоть до объединения всех НПС и линейной части в пределах территориального управления под контролем территориального диспетчерского пункта (ТДП).

8.1.5 Контроль и управление каждой насосной должны осуществляться централизованно. При размещении на одной площадке нескольких насосных в операторной одной из них следует предусматривать создание местного диспетчерского пункта (МДП) для дистанционного контроля и управления всеми насосными на этой площадке. На НПС с емкостями в МДП сосредотачивается также управление резервуарным  парком, подпорной насосной, узлами учета и т.д.

8.1.6 Объемы автоматизации и состав средств в системах локальной автоматики НПС должны обеспечивать работу сооружений НПС без дежурного персонала при управлении средствами телемеханики, а также контроль и управление дежурным оператором при неисправности или отсутствии средств телемеханики.

8.1.7 Резервуарные парки должны быть оборудованы средствами местного и дистанционного измерения уровня в резервуарах, управления задвижками, участвующими в основных технологических операциях, а также системой автоматической защиты от перелива резервуаров и повышения давления в подводящих трубопроводах.

8.1.8 В состав комплекса технических средств АСУ ТП входят:

• вычислительный комплекс совместно с устройствами сбора, представления и регистрации информации;

• средства телемеханизации насосных станций и линейных сооружений;

• системы локальной автоматики нефтеперекачивающих станций, линейной части, пунктов приема и сдачи нефти;

• системы измерения (учета) количества и качества нефти, электроэнергии;

• аппаратура передачи данных.

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

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

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

В микропроцессорных системах автоматики предусматривается использование аварийного контроллера или блока  ручного управления для реализации функций общестанционных защит и аварийной остановки НПС.

8.1.12 Для обеспечения обмена информацией между отдельными системами локальной автоматики использовать протоколы:

• Modbus для связи с вторичными блоками измерительных приборов;

• Modbus + для связи ПЛК различных систем локальной автоматики;

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

• канальный протокол Ethernet, транспортный TCP/IP для связи АРМ (систем верхнего уровня) локальных систем автоматики в локальную сеть МДП. При этом ЛВС МДП, в состав которой входят технические средства систем локальной автоматики, должна быть организована отдельно от ЛВС НПС (ЛПДС), РУМН, ТДП, используемой для задач АСУП.

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

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

8.2.1 Магистральная насосная

8.2.2 Подпорная насосная

8.3.1 В резервуарных парках следует предусматривать:

• автоматическую защиту от перелива резервуаров и от превышения давления на подводящих трубопроводах;

• автоматическую пожарную сигнализацию и автоматизацию пожаротушения в соответствии со СНиП 2.11.03, ВНПБ 01-02-01.

С учетом требований по автоматизации предусматривается дистанционная система измерения уровня нефти в резервуарах, измерение средней температуры нефти, измерение уровня подтоварной воды.

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

Допустимый уровень (аварийный) по конструкции резервуара определяется:

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

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

• для резервуаров со стационарной крышей и понтоном при подслойном пожаротушении нижней образующей верхнего ввода пенопровода минус 0,3 м;

• для резервуаров с плавающей крышей - отметкой верха стенки резервуара минус 0,3 м.

8.3.3 Для автоматической защиты от перелива должен использоваться отдельный датчик максимального уровня, не связанный с измерителем уровня оперативного контроля.

8.4.1 Общие требования.

8.4.2 Датчики пожарной сигнализации (пожарные извещатели)

8.4.3 Схемы автоматизации

9.1.1 Проектными организациями при проектировании объектов магистральных нефтепроводов в составе проектной документации должны быть разработаны материалы по:

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

• метрологическому обеспечению основного и вспомогательных производств;

• организации метрологической службы на проектируемом объекте и ее оснащении.

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

Организация и проведение работ по метрологическому обеспечению должны осуществляться проектной организацией при соблюдении действующих государственных стандартов, правил и норм по обеспечению единства измерений.

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

9.1.3 Метрологической экспертизе подвергается следующая документация:

• заявки на разработку технических заданий;

• проекты технических заданий, заданий на проектирование;

• материалы пояснительной записки и рабочей документации проекта;

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

• другие виды документации, в том числе контрактные условия на закупку к данному проекту оборудования, технических и программных средств, соглашения в части вопросов обеспечения единства измерений при реализации проекта.

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

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

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

9.1.7 Документация должна предъявляться на метрологическую экспертизу комплектно в соответствии с действующими инструкциями и положениями, определяющими порядок оформления, учета, обращения и хранения проектной документации, и должна быть подписана разработчиками.

9.1.8 Решения по результатам метрологической экспертизы являются для разработчиков проекта обязательными.

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

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

9.2.3 Погрешность измерений коммерческих и оперативных УУН должна соответствовать требованиям ГОСТ 26976.

9.2.4 УУН предусматриваются в пунктах:

• приема от нефтедобывающих предприятий;

• приема и сдачи смежным предприятиям;

• приема и сдачи НПЗ, на экспорт, на налив в морской и речной транспорт, налив в железнодорожные и автоцистерны.

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

9.2.6 При проектировании в состав УУН должны включаться:

• блок измерительных линий;

• блок обработки информации;

• блок контроля качества нефти;

• метрологическое оборудование рабочие эталоны;

• узел регулирования давления и расхода;

• устройство гарантированного питания;

• аналитическая лаборатория.

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

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

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

9.2.10 Входной и выходной коллекторы должны иметь подключения с противоположных сторон.

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

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

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

9.2.14 Испытательные химико-аналитические лаборатории.

9.2.15 Системы для учета нефти на собственные нужды.

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

9.2.16 Системы для оперативного измерения на потоке и обеспечения информации обнаружения утечек транспортируемой нефти между НПС.

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

• система измерений и контроля давления и температуры НПС и линейной части;

• системы измерений и контроля уровня вибрации НА;

• системы измерений и контроля взрывоопасных концентраций газов;

• система измерений и контроля температур НА;

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

• система приточно-вытяжной вентиляции помещений;

• система измерений и контроля давления систем пожаротушения;

• система измерений и регулирования расхода;

• система регулирования и перераспределения потоков.

Данные о типах и количествах средств измерений указанных систем с учетом нормативов обменного фонда должны быть учтены при разработке раздела по организации метрологической службы на проектируемом объекте и ее оснащении.

9.3.2 В состав измерительно-контролирующих систем вспомогательного производства входят:

• система измерений и учета электроэнергии;

• системы измерений и учета тепловой энергии и теплоносителя.

Проектом должны быть определены исходные данные о годовом расходовании энергоресурсов и энергоносителей, установлены нормативы их расхода по всему проектируемому объекту в целом и по отдельным внутрипроизводственным подразделениям. Должны быть разработаны схемы энергоснабжения объекта и отдельных подразделений, для которых необходим коммерческий учет расхода энергоресурсов и энергоносителей, а также участков, для которых необходим внутрипроизводственный учет. На основании данных должен быть произведен выбор метода и средств  измерений из номенклатуры сертифицированных средств измерений, а также эталонное и ремонтное оборудование для оснащения ремонтно-поверочных лабораторий подразделений метрологической службы.

В соответствии с Правилами эксплуатации электроустановок потребителей создание подразделений метрологической службы для проведения поверки средств измерений и учета электроэнергии на каждом предприятии - потребителе энергоресурсов является обязательным.

При разработке данного раздела в проектной документации следует также руководствоваться Правилами учета тепловой энергии и теплоносителей Минэнерго РФ, комплектом ГОСТ 8.563.1, ГОСТ 8.563.2, ГОСТ 8.563.3, по измерению расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления.

9.3.3 Автозаправочные станции

Проектом должны быть определены исходные данные о годовом расходовании топлива на проектируемом объекте.

Автозаправочные станции должны быть оснащены:

• автоматическими заправочными колонками;

• средствами измерения уровня;

• градуированными подземными емкостями.

9.3.4 Подразделения метрологического обслуживания

Подразделения метрологического обслуживания создаются на обособленно размещаемых подразделениях основного и вспомогательного производств с целью обеспечения единства измерений на этих предприятиях и выполнения работ по:

• поверке и калибровке средств измерений;

• ремонту средств измерений;

• ведомственному контролю метрологических характеристик средств измерений в рабочем режиме их эксплуатации в межповерочном интервале.

Должен быть произведен выбор типа и количества средств измерений, а также эталонное и ремонтное оборудование для оснащения ремонтно-поверочных лабораторий подразделений метрологической службы.

9.3.5 При проектировании баз производственного обслуживания (БПО, ЦБПО), подразделений технологического транспорта и спецтехники, специализированных подразделений по предупреждению и ликвидации аварий на магистральных нефтепроводах (АВП, АРП), объектов производственно-технической связи, объектов подразделений подводно-технических работ следует предусматривать организацию подразделений метрологических служб и оснащение их средствами измерений, эталонами, стационарными и передвижными ремонтно-поверочными лабораториями по номенклатуре выполняемых работ.

9.4.1 Материалы проекта по организации метрологической службы на проектируемом объекте и ее оснащении должны быть разработаны в соответствии с Типовым положением о метрологической службе государственных органов управления Российской Федерации и юридических лиц ПР 50-732.

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

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

9.4.4 Лаборатории комплектуются необходимым метрологическим и ремонтным оборудованием. Выбор метрологического оборудования производится в соответствии с методикой поверки на данный тип средств измерений и соответствующим разделом описания типа средства измерений.

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

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

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

Таблица 10.1

10.1.2 Для электроприемников особой группы I категории бесперебойность электроснабжения и допустимое время перерыва электроснабжения должны быть обеспечены в обязательном порядке отнесение к этой группе других электроприемников допускается только в обоснованных случаях.

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

10.1.4 Выбор мощности основных источников питания при преобладании электроприемников I и II категории следует производить исходя из того, что при выходе из строя одного из них, оставшийся в работе должен обеспечить работу  питаемого участка магистрального нефтепровода без ущерба для его основной деятельности на время, необходимое для ввода в действие выбывшего. В данном режиме следует определить возможность и (или) целесообразность автоматического или ручного отключения неответственных потребителей (при наличии).

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

10.1.5 При определении объема резервирования и пропускной способности систем электроснабжения совпадение планового ремонта элементов электрооборудования и аварии в системе электроснабжения, или возникновения двух аварий одновременно в системе электроснабжения следует учитывать только в случаях питания электроприемников особой группы.

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

Применение ДЭС с ручным пуском допускается только по требованию заказчика.

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

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

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

При прокладке кабелей в пределах каре в земле их следует прокладывать в герметично соединенных между собой ПВД трубах, сочлененных в местах выхода кабелей из земли со стальными коленами.

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

10.2.5 Технологическая вдольтрассовая ВЛ должна запитываться от собственных источников.

10.2.6. Задвижки на речных переходах должны иметь два независимых источника электроснабжения.

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

10.3.2 Общее освещение территорий НПС и узлов СОД выполняется прожекторами с газоразрядными лампами высокого давления, установленными на прожекторных мачтах, совмещенных с молниеприемниками.

10.3.3 Для переносного освещения во взрывопожароопасных зонах должны применяться только взрывобезопасные аккумуляторные фонари группы II.

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

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

10.4.3 Непосредственное присоединение к КЗУ сторонних проводящих частей строительных металлоконструкций, подкрановых путей технологического и сантехнического оборудования и их трубопроводов должны выполнять организации, монтирующие эти конструкции,  оборудование и трубопроводы; соответствующие указания и необходимые для их реализации материалы должны содержаться в соответствующих разделах проектной документации.

10.4.4 Тип системы заземления в сетях 0,4 кВ TN-C-S, при этом в распределительной (групповой) сети, а во взрывоопасных зонах в обязательном порядке должен применяться тип системы заземления TN-S.

13.5.1 Технологические виды связи:

• диспетчерская связь диспетчера Центрального диспетчерского пункта Компании с диспетчером Территориального диспетчерского пункта (ТДП);

• диспетчерская связь диспетчера ТДП с диспетчером районного управления магистральных нефтепроводов и операторами НПС;

• диспетчерская связь диспетчера районного управления с НПС, наливными станциями и другими подчиненными ему оперативными службами;

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

• диспетчерская селекторная связь диспетчера районного управления с операторами НПС, наливных станций, нефтебаз, ПСП;

• видеоконференцсвязь для совещания Компании с территориальными управлениями;

• селекторная связь для связи совещаний Компаний с территориальными управлениями;

• селекторная связь для совещаний районных управлений с НПС;

• каналы связи для телемеханизации линейных сооружений;

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

13.5.2 Оперативно-производственная связь:

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

• оперативно-производственная телефонная и факсимильная связь (местная);

• каналы связи вычислительной сети ЕАСУ с минимальной пропускной способностью не менее 9600 бит/с.

15.1.1 При проектировании магистральных нефтепроводов следует предусматривать мероприятия по охране окружающей природной среды с соблюдением требований действующих нормативных документов.

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

15.1.2 В соответствии с требованиями СП 11-101 (Приложение Г, п.12) на предпроектной стадии в составе ДОН выполняется раздел "Возможное влияние предприятия, сооружения на окружающую среду".

Состав раздела должен соответствовать требованиям "Типового положения по разработке и составу Ходатайства (Декларации) о намерениях инвестирования в строительство предприятий, зданий и сооружений".

15.1.3 В соответствии с требованиями п.4.7 СП 11-101 на стадии проектирования ОИ в состав материалов должен входить раздел "Оценка воздействия на окружающую среду" (ОВОС).

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

Состав и содержание раздела ОВОС должны соответствовать требованиям практического пособия к СП 11-105 "Оценка воздействия на окружающую среду".

15.1.4 В соответствии с требованиями п.4.1 СНиП 11-01 на стадии проектирования (ТЭО-проект, рабочий проект) состав представляемых материалов должен содержать раздел "Охрана окружающей природной среды" (ООС).

Состав и содержание раздела ООС должны соответствовать требованиям пособия к СНиП 11-01 по разработке раздела "Охрана окружающей среды".

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

15.1.6 Разделы в разрабатываемых проектах ОВОС и ООС оформляются отдельными материалами.

15.2.1 Охрана атмосферного воздуха от загрязнения. К основным мероприятиям по охране атмосферного воздуха относятся:

• оборудование резервуаров понтонами, плавающими крышами и установками по улавливанию паров легких фракций (УЛФ);

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

• сбор утечек от уплотнений насосов и другого технологического оборудования в закрытые дренажные  емкости;

• обеспечение работы насосных станций по схеме "из насоса в насос";

• применение (по возможности) в качестве топлива в котельных природного или попутного газа с целью снижения образующихся при горении выбросов вредных веществ в атмосферу, использование рекуператоров и экономайзеров, а также обеспечение регулирования соотношения "воздух-топливо";

• назначение высоты дымовых труб для обеспечения уровня приземных концентраций загрязняющих веществ, не превышающих ПДК для населенных мест, утвержденных Минздравом РФ;

• обустройство и озеленение санитарно-защитной зоны объектов нефтепровода, определяемой на основании расчетов рассеивания загрязняющих веществ и в соответствии с требованиями СанПиН 2.2.1/2.1.1.1031.

15.2.2 Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения.

При проектировании пересечений нефтепроводом водных объектов следует предусматривать:

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

• 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 для укладки нефтепроводов (от сбрасывания в воду грунта) за счет применения способов производства работ и механизмов, приводящих к увеличению бытовой мутности не более чем на 5%;

• запрещение прокладки нефтепроводов на участках водоемов, имеющих особую ценность для воспроизводства рыбных запасов (нерестилища, зимовальные ямы и т.д.), с целью защиты рыбохозяйственных водоемов и сохранения рыбных запасов.

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

• сокращения потребления свежей воды;

• применения технологических процессов с использованием новых видов оборудования, без потребления воды;

• применения оборотной системы водоснабжения, при которой забор свежей воды применяется только для подпитки системы водоснабжения;

• применения воздушного охлаждения агрегатов;

• сокращения сброса сточных вод в водоемы и уменьшения концентрации вредных веществ в сбрасываемых стоках;

• повторного использования очищенных сточных вод (при наличии потребителей);

• утилизации уловленной нефти путем закачки ее в нефтепровод или в топливные резервуары;

• сбора дождевых стоков в резервуарном парке в ливнеприемные канализационные колодцы;

• устройства обвалований из грунтов с содержанием глинистых частиц или устройства глиняных замков, других противодренирующих устройств, когда обвалование сооружается из дренирующих грунтов;

• исключения сброса в хозбытовую канализацию подтоварных вод из резервуаров без очистки;

• отвода нефтесодержащих сточных вод от магистральной насосной в резервуары для сброса технологических утечек, с устройством на сети трубчатого гидрозатвора и грязеуловителя;

• водоотведения с НПС сточных вод, соответствующих нормативным требованиям;

• вывоза выделенных при очистке воды твердых отходов с территории НПС в места, согласованные с органами Минприроды и Госсанэпиднадзора;

• уменьшения концентрации вредных веществ до предельно допустимых в створе смешения путем применения совершенных средств очистки с учетом гидрологической характеристики водоема;

• водоотведения, выполненного в соответствии с требованиями к охране поверхностных и подземных вод от загрязнения, определяемыми соответствующими ГОСТами, с приведением оценки эффективности намечаемых мероприятий по охране поверхностных и подземных вод от загрязнения;

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

• устройства в открытых емкостных сооружениях противофильтрационных покрытий, проектируемых на основе гидрогеологических изысканий.

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

При разработке проекта следует учитывать и предусматривать следующее:

• обоснование способов и объемов снятия и хранения плодородного слоя почвы, транспортирования его к месту укладки (или временного хранения), нанесение плодородного слоя почвы на восстанавливаемые участки или малопригодное угодье;

• недопущение использования земли плодородного слоя на подсыпки, перемычки и какие-либо другие земляные и строительные работы, поскольку эта земля подлежит использованию для восстановления качества нарушенных земельных угодий местности, в связи с проведением строительных или каких-либо других работ;

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

• разработку проектных решений по восстановлению земельных участков и приведению их путем технической и биологической рекультивации в состояние, пригодное для использования по назначению;

• проведение определенных защитных мероприятий по исключению развития опасных экзогенных процессов (эрозия, карст, оползни, суффозия и др.), например, укрепление грунтов посевом трав или посадкой кустарников, мониторинг оползневых процессов и т.д.;

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

• компенсацию ущерба животному и растительному миру от реализации проекта суммами выплат, заложенными в капитальных вложениях на строительство;

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

18.1.1 Расход электроэнергии по магистральному нефтепроводу определяется по формуле:

,

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

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

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

18.1.2 Расход электроэнергии на перекачку нефти по магистральному нефтепроводу определяется по формуле:

, кВт·ч/год

_________________

* Текст документа соответствует оригиналу.

где - заданная часовая пропускная способность нефтепровода, м/ч;

- потери напора на перекачку нефти по магистральному нефтепроводу при расчетном диаметре , м;

- потери напора на перекачку нефти по подводящим трубопроводам и коммуникациям НПС, м;

=1,03 коэффициент на дросселирование потока нефти по нефтепроводу, включая потери при переходных процессах;

- ускорение свободного падения, м/с;

- плотность нефти, т/м;

- КПД насосов;

- КПД электродвига

телей.

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

Таблица 18.1

18.1.4 Расход электроэнергии на собственные нужды линейной части нефтепровода, на систему электрохимической защиты трубопровода и кабеля связи от коррозии (питание СКЗ) составляет в среднем 15 тыс.кВт·ч в год на 100 км магистрального нефтепровода.

18.1.5 Для определения расхода электроэнергии на перекачку при выполнении проектной документации на предварительных стадиях в таблице 18.2 приведены величины удельных расходов электроэнергии в кВт/ч на 1 тыс.т.км для нефтепроводов различного диаметра в зависимости от скорости перекачки нефти по трубопроводу с вязкостью 0,25х10 м/с.

Удельный расход электроэнергии в кВт·ч на 1000 км

Таблица 18.2

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

,

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

         - средняя площадь проходного сечения нефтепровода при расчетном диаметре м;

- плотность нефти при расчетной температуре, т/м;

- расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода (п.5.2.2)

.

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

где - заданная фактическая вязкость нефти, м/с.

18.1.8 Приведенные в таблице 18.2 показатели расхода электроэнергии в зависимости от разности отметок конечного и начального пунктов магистрального нефтепровода должны увеличиваться или уменьшаться на величину:

,

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

        - абсолютная разность отметок, м;

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

        - длина трубопровода, км;

- коэффициент, величина которого приводится в таблице 18.3.

Таблица 18.3

18.1.9 Для промежуточных значений скорости перекачки нефти показатели расхода электроэнергии и значения вспомогательных коэффициентов должны определяться интерполяцией.

18.1.10 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.

18.1.11 Для параллельных нефтепроводов расход электроэнергии должен определяться с условием оптимального перераспределения нагрузки на систему нефтепроводов с учетом пропускной способности нефтепроводов в расчетный период времени при поэтапном развитии строящих нефтепроводов.

Оптимальное распределение пропускной способности между параллельными нефтепроводами определяется по формуле:

           
где - пропускная способность системы, состоящей из параллельных нефтепроводов, м/ч;

- пропускная способность -го нефтепровода;

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

- диаметр -го нефтепровода;

- КПД насосов на -м нефтепроводе.

Расчетная величина пропускной способности , не должна превышать пропускной способности нефтепровода.

18.2.1 Вид основного топлива для источников тепла НПС устанавливается по согласованию с заказчиком. Применение того или иного вида топлива в каждом конкретном случае определяется исходя из экономической целесообразности. При наличии близких источников газоснабжения по согласованию с заказчиком в качестве основного топлива может быть использован газ. Возможность подключения к газовым сетям определяется разрешением РАО "Газпром". При этом наличие резервного топлива согласовывается с разрешающими органами РАО "Газпром" при получении технических условий на газоснабжение.

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

18.2.3 Теплоисточники, независимо от их теплопроизводительности, должны быть оснащены приборами учета отпускаемого тепла, приборами учета топлива и воды, потребляемых на их нужды.

18.2.4 Для прогнозирования потребности топливных ресурсов на нужды площадок промежуточных насосных станций в таблице 18.4 даны ориентировочные годовые расходы топлива на котельные установки.

Таблица 18.4

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

• тепло, содержащееся в воздухе, удаляемом системами вентиляции;

• тепло, отводимое от электродвигателей магистральных насосов при их охлаждении.

Использование теплоты воздуха из систем вентиляции с естественным побуждением допускается не предусматривать, а в соответствии с п.8.5а СНиП 2.04.05 из помещений категории А (помещение магистральных насосов) не следует использовать теплый воздух в теплоутилизаторах.

18.3.2 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.

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

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

II зона - установки вспомогательного назначения. Блок-бокс резервной дизельной электростанции, блок-бокс воздушной компрессорной, механической мастерской, кладовой оборудования, узла связи, подпорных и приточных вентиляторов; блочные устройства противопожарного назначения (тушения), водоснабжения, оборотного водоснабжения и бытовой канализации;

III зона - резервуарные парки.