«РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ РД 153-39.4-113-01 УДК 622.692.4.07 Дата введения 01.07.2002 г. Предисловие 1. РАЗРАБОТАН ОАО Гипротрубопровод при участии рабочей ...»

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

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

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

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

6.12 В состав узла пуска-приема СОД должны входить:

- камеры приема и пуска СОД;

- трубопроводы, арматура и соединительные детали;

- емкость для дренажа нефти из камер приема и пуска;

- погружной насос откачки нефти из емкости;

- механизм для извлечения, перемещения и запасовки СОД;

- сигнализаторы прохождения СОД;

- приборы контроля давления.

6.13 На криволинейных участках нефтепровода радиус изгиба должен быть не менее пяти диаметров трубопровода из условия прохождения диагностических приборов и средств очистки.

Местное уменьшение внутреннего диаметра нефтепровода, обусловленное наличием запорной арматуры, фасонных деталей, неровностей не должно превышать 3% от внутреннего диаметра нефтепровода.

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

6.15 Для выполнения планового обслуживания трасс магистральных нефтепроводов предусматривается ЛЭС с расположением на ЛПДС (НПС), которая эксплуатирует участок нефтепровода.

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

Размещение и техническое оснащение пунктов по восстановлению трубопровода и ликвидации разлива нефти при аварии на подводных переходах магистрального нефтепровода должно соответствовать действующим руководящим документам.

Техническое обслуживание и наблюдение за магистральными нефтепроводами и сооружениями на трассе должно предусматриваться с использованием существующих, а при их отсутствии, проектируемых подъездных дорог и вдольтрассовых проездов, не исключая использование высокопроходимой техники и воздушного транспорта.

6.16 У каждой НПС, узлов пуска-приема СОД и линейных задвижек следует предусматривать устройство вертолетных площадок. При наличии развитой дорожной сети и возможности подъезда к запорной арматуре во все времена года вертолетные площадки возле нее допускается не предусматривать.

6.17 В северной климатической зоне для временного размещения аварийновосстановительных служб на трассе должны быть предусмотрены пункты обогрева, располагаемые с интервалом 30-40 км у мест установки линейных задвижек.

Для остальных регионов необходимость сооружения пунктов обогрева и их месторасположение должны быть определены в задании на проектирование.

Постоянное проживание обслуживающего персонала в пунктах обогрева не предусматривается.

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

Дом обходчика должен быть обеспечен связью с оператором НПС.

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

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

6.21 В целях обеспечения сохранности, создания безопасных условий эксплуатации, предотвращения несчастных случаев и исключения возможности повреждения нефтепроводов устанавливается охранная зона в соответствии с «Правилами охраны магистральных трубопроводов».

Проектом должна быть предусмотрена установка на местности опознавательных знаков нефтепровода, сигнальных знаков и постоянных реперов в местах пересечения магистрального нефтепровода с водными преградами, знаков «Остановка запрещена» в местах пересечения с автодорогами и предупредительных знаков в соответствии с «Правилами охраны магистральных трубопроводов» и «Правилами технической эксплуатации магистральных нефтепроводов».

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

Выбор способа определяется на стадии ТЭО (проект) с учетом геолого-топографических условий сооружения переходов.

7.1 Нефтеперекачивающие и наливные станции 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 населённым 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 расчётная 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 расчётного 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 ёмкостью 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 ( кгс/см2).

7.1.18 На НПС с ёмкостью 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 приёмных трубопроводах резервуарного парка, а второй между подпорной и магистральной насосными, а при наличии узла учёта - между подпорной насосной и узлом учёта 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 предохранительных 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 диаметров.

Выбор параметров регулирующих устройств должен осуществляться с учётом 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 расчётами.

7.1.23 При появлении волн давления ССВД должна обеспечивать сброс части потока нефти из приёмной линии МН 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 приёмной линии НПС после фильтровгрязеуловителей с установкой двух задвижек с электроприводом, отключающих ССВД от приёмной 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 Объём резервуаров-сборников для сброса нефти от ССВД должен быть не менее:

для нефтепроводов диаметром 1220 мм - 500 м3;

для нефтепроводов диаметром 1020 мм - 400 м3;

для нефтепроводов диаметром 820 мм - 200 м3;

для нефтепроводов диаметром 720 мм и менее - 150 м3.

7.1.29 Технологическая схема НПС с ёмкостью 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 учётом 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 Резервуарные парки 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 приемо-сдаточных 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 приемо-сдаточных операций по резервуарам - не менее трех однотипных резервуаров.

Таблица 7. Железобетонный заглубленный 10-30 тыс. м3 (для существующих 0, резервуаров) 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-х часовой производительности нефтепровода. Проектом должен предусматриваться сброс нефти по специальному трубопроводу от предохранительных устройств в резервуарный парк (не менее 2-х 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 техникоэкономического 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 подогрев, 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 приемо-раздаточных 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 Технологические трубопроводы 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;

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 Автоматизация, телемеханизация и автоматизированные системы управления 8.1 Системы управления 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 так же 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) 61131Программирование 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 Автоматическая защита 8.2.1 Магистральная насосная 8.2.1.1 Каждая МН должна иметь автоматические защиты, действующие на отключение всех насосных агрегатов при появлении следующих событий и ситуаций:

- снижение давления на входе НПС ниже минимального значения;

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

- повышение давления на выходе НПС после узла регулирования (или другого технологического объекта трубопровода до линейной части) выше максимального значения;

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

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

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

- достижение максимального уровня нефти в сборнике утечек и сброса ударной волны;

- минимальное давление в камерах беспромвальной установки.

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

8.2.1.3 Для местного контроля давления на входе и выходе магистральных насосов устанавливаются манометры с погрешностью измерения не выше класса 1,0. У последнего по потоку нефти магистрального агрегата манометр устанавливается только на входе. Для насосов вспомогательных систем устанавливаются манометры класса 2,5.

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

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

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

8.2.1.7 Срабатывание защит по загазованности, пожару, по затоплению и по максимальному уровню нефти в сборнике утечек и сброса ударной волны должно сопровождаться автоматическим отключением магистральных агрегатов, автоматическим закрытием задвижек подключения МН к нефтепроводу на промежуточных НПС. На НПС с емкостью автоматическое отключение магистральных агрегатов сопровождается автоматическим отключением подпорных агрегатов с автоматическим закрытием задвижек между подпорной насосной и резервуарным парком, между МН и ПН и закрытием выходной задвижки НПС. При пожаре дополнительно автоматически отключаются системы вентиляции в защищаемом помещении.

8.2.1.8 В защищаемых помещениях при пожаре следует предусматривать автоматическое отключение электродвигателей вспомогательных систем и других активных электроприемников (кроме аварийного освещения).

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

8.2.1.10 Срабатывание всех защит, перечисленных в п. 8.2.1.1, должно сопровождаться автоматической световой и звуковой сигнализацией в месте постоянного пребывания дежурного эксплуатационного персонала. Действие защит по пожару и загазованности должно также сопровождаться автоматическим звуковым сигналом оповещения по территории и световыми сигналами в соответствующем помещении. При отсутствии постоянного персонала в этом помещении световые сигналы должны располагаться перед входом в помещение. В помещениях насосных агрегатов световые и звуковые сигналы устанавливаются снаружи и внутри помещения.

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

8.2.1.12 Во всех закрытых помещениях с взрывоопасными зонами должны быть предусмотрены сигнализаторы довзрывоопасных концентраций горючих газов и паров (газосигнализаторы).

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

8.2.2 Подпорная насосная 8.2.2.1 Подпорные насосные агрегаты должны иметь устройства автоматической защиты, обеспечивающие контроль работы агрегатов и их отключение в соответствии с технической документацией заводов-изготовителей агрегатов (насосов и электродвигателей) и РД 153-39ТНПН при размещении в помещении должна иметь автоматические защиты, действующие на отключение насосных агрегатов по пожару, загазованности и затоплению аналогично МН (см. п. 8.2.1.7).

8.3 Резервуарные парки 8.3.1 В резервуарных парках следует предусматривать:

- автоматическую защиту от перелива резервуаров и 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, - 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 Автоматическая система пожаротушения 8.4.1 Общие требования.

8.4.1.1 При проектировании систем автоматизации пожаротушения кроме настоящих норм следует использовать следующие нормативные документы:

СНиП 2.04.09; СНиП 2.11.03; ППБ-01; НПБ 104; НПБ 110; ВППБ 01-05; ПУЭ; ГОСТ Р 51330.13; РД 153-39.4-087.

8.4.1.2 Автоматизация системы пожаротушения должна включать:

- автоматическую селективную пожарную сигнализацию места пожара;

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

- автоматическое, дистанционное и местное управление системой автоматического пожаротушения;

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

- автоматический контроль исправности системы пожарной сигнализации и пожаротушения;

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

- автоматическое открытие задвижек систем пожаротушения на горящий объект;

- автоматический запуск насосов подачи раствора пенообразователя и систем охлаждения резервуаров;

- автоматический запуск резервных насосов систем пожаротушения и водоорошения.

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

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

8.4.1.5 Автоматизация пенного пожаротушения должна предусматривать:

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

- автоматическое дозирование необходимого количества пенообразователя;

- автоматическое включение резервных насосов с электроприводом в случае отказа в работе рабочего насоса или невыхода его на режим в течение установленного времени;

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

- местное управление устройствами компенсации утечки раствора пенообразователя из трубопроводов и сжатого воздуха из гидропневматических емкостей;

- отключение автоматического пуска насосов;

- сигнализацию минимального давления в напорной сети раствора и пенообразователя;

- автоматический контроль исправности системы пожарной сигнализации;

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

- световую и звуковую сигнализацию возникновения пожара, контроль исправности звуковой и световой сигнализации (по вызову);

- снятие звуковой сигнализации.

8.4.2 Датчики пожарной сигнализации (пожарные извещатели) 8.4.2.1 Для сигнализации пожара в нефтенасосных и резервуарах следует применять извещатели, реагирующие на тепло или инфракрасное излучение.

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

8.4.2.3 Запуск системы автоматического пожаротушения должен осуществляться при срабатывании не менее двух пожарных извещателей.

Эта схема может реализовываться двумя лучами, к которым подключены разные датчики, или с помощью пожарного концентратора, принцип действия которого позволяет определить число сработавшихся в луче датчиков.

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

8.4.3 Схемы автоматизации 8.4.3.1 Система автоматического пенного пожаротушения должна предусматривать селективное управление запорными устройствами на линиях подачи пены к защищаемым объектам.

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

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

8.4.3.4 Система производственно-технического водоснабжения должна предусматривать автоматическую подачу воды в резервуары противопожарного запаса при включении пожарных насосов, а также закрытие задвижек на линиях подачи воды в систему производственнотехнического водоснабжения при достижении уровня пожарного запаса в этих резервуарах.

8.4.3.5 Дистанционный контроль уровней и температуры воды в наземных резервуарах противопожарного запаса воды и раствора пенообразователя может осуществляться сигнализацией предельных уровней в операторной (МДП).

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

- положения задвижек на линиях подачи пены к защищаемым помещениям;

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

- работы и неисправности насосов системы автоматического пожаротушения;

- предельных уровней и температуры воды в резервуарах противопожарного запаса воды и раствора пенообразователя;

- отключения звуковой сигнализации о пожаре;

- отключения автоматической подачи пены в нефтенасосную.

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

Световые сигналы о пожаре и загазованности в защищаемых помещениях должны быть раздельными.

9.1 Общие положения 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, требованиями 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 Метрологическое обеспечение при проведении учетных операций и при использовании нефти на собственные нужды 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.

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

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

9.2.13.3 Все средства измерений должны быть поверены и иметь соответствующие действующие сертификаты.

9.2.14 Испытательные химико-аналитические лаборатории.

9.2.14.1 Для определения физико-химических показателей нефти все проектируемые объекты магистральных нефтепроводов, на которых планируется проведение операций по приему-сдаче или отпуску нефти, должны иметь в своем составе аккредитованные испытательные лаборатории.

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

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.

9.2.15.1 При динамическом методе измерений для учета нефти на потоке система должны быть оснащена:

- первичными измерительными преобразователями (расходомеры, массомеры);

- вторичной электронной аппаратурой.

9.2.15.2 При статическом методе измерений для учета нефти должны применяться системы измерений количества и показателей качества нефти в резервуарах.

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

9.2.16.1 Требования к данным системам по составу должны соответствовать пункту 9.2.1 в случае их применения на границах магистральных нефтепроводов между двумя территориальными правлениями, а также на НПС, где происходит перераспределение грузопотоков между магистральными нефтепроводами, без оснащения эталонным оборудованием.

9.2.16.2 Для целей оперативного контроля транспортируемой нефти состав системы должен обеспечивать измерение объема, температуры и давления нефти с требуемой точностью.

9.3 Метрологическое обеспечение основного и вспомогательного производств 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 ремонтноповерочных 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 подводнотехнических 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 Организация метрологической службы на проектируемом объекте и ее оснащение 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 Электроустановки магистральных нефтепроводов 10.1 Категории электроприемников и обеспечение надежности электроснабжения.

10.1.1 Категории основных электроприемников и допустимое время перерыва их электроснабжения приведены в таблице 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 Кабельные и проводные линии 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 Электроосвещение 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 Меры по обеспечению безопасности 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.

Таблица 10. технологического или электроприемника перерыва питания оборудования, к которому электроприемник Подпорная насосная:

емкостью.

«секущих»/ Блок откачки из сборника Время на АВР, но не Определяется на стадии электрозалы, приточные венткамеры, обслуживающие взрывоопасные зоны, в оболочки электрооборудования с видом взрывозащиты «Р»

Система отопления, Аналогично категории надежности и п. 91 СНиП 2.04. вентиляции и допустимому времени перерыва питания, кондиционирования, в т.ч. предусмотренных для основных взрывоопасных зон электроприемников технологического и Собственные нужды ДЭС Особая группа Время на АВР, но не канализации /нефтеловушки, отстойники, флотационные установки, насосные и т.п./ /насосные, септики и т.п./ артскважины, очистные сооружения, водонапорные башни/ Задвижки, отсекающие Особая группа Время на АВР, но не В качестве третьего /коренные задвижки, мешалки/ связи /радиоаппаратура/ связи Системы контроля, Особая группа Не допускается Аварийное питание от Котельные /системы автоматики, горелки, насосы, вентиляторы, объектов МН сооружения /мастерские, лаборатории, столовая, вахтовый комплекс/ Электроприемники узла пункт наблюдения на реках необслуживаемый регенерационный пункт на трассе магистрального нефтепровода Электрическое освещение В зависимости от производственных и категории складских зданий и электроприемнисооружений: ков основного б/ аварийное освещение Согласно указаниям п.п. 7.60-7.66 СНиП 23. /безопасности, эвакуационное/ 11 Системы водоснабжения, канализации и пожаротушения 11.1 Водоснабжение и канализацию объектов магистральных нефтепроводов следует проектировать на основании следующих нормативных документов: СНиП 2.04.01; СНиП 2.04.02; СНиП 2.04.03.

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

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

- подтоварных вод из резервуаров хранения нефти;

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

- воды от охлаждения резервуаров при пожаре.

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

Таблица 11. Сточные воды от смыва площадок для технического 600 700 - 1000 оборудования, дождевые воды с этих площадок, производственные сточные воды из зданий насосных станций и др.

парка 11.4 Бытовые сточные воды в количестве не более 5 м 3/сут., очищенные на местных очистных сооружениях, при отсутствии бытовой канализации допускается отводить в производственно-дождевую канализацию.

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

При надземной прокладке сухие трубопроводы раствора пенообразователя и пожарного водопровода должны прокладываться в теплоизоляции из несгораемых материалов.

Допускаемая протяженность сети и тип изоляции определяется теплотехническим расчетом.

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

На трубопроводах производственно-дождевой канализации на выходе из каре резервуарного парка за пределами обвалования должны быть установлены задвижки.

11.7 В колодцах на самотечной сети производственной или производственно-дождевой канализации следует предусматривать устройство гидравлических затворов:

- на магистральной сети канализации через 400 м;

- на всех выпусках из зданий и сооружений;

- на выпусках от дождеприемников, расположенных на обвалованной площадке резервуарного парка за пределами обвалования (ограждающей стены);

- на самотечной сети до и после нефтеловушки.

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

Прокладка самотечных сетей производственной канализации внутри обвалованной территории резервуарного парка должна быть подземной, закрытой. В смотровых колодцах вместо лотковой части должна использоваться труба с тройником, оборудованным заглушкой для осуществления ревизии.

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

Сброс подтоварных вод от резервуаров в сеть производственной канализации, прокладываемой внутри обвалованной территории, должен предусматриваться с разрывом струи.

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

- подтоварных вод от одного наибольшего резервуара;

- дождевых вод с открытых производственных площадок сливо-наливных устройств;

- дождевых вод с обвалованной площадки резервуарного парка при регулируемом сбросе.

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

11.9 Сбор уловленных нефтепродуктов от всех сооружений производственной и производственно-дождевой канализации (нефтеловушек, резервуаров-отстойников, флотационных установок и др.) следует предусматривать в отдельный резервуар объемом не менее 5 м3.

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

- приемо-отгрузочными устройствами с запорной арматурой;

- дыхательной и предохранительной арматурой;

- подогревательными устройствами.

11.11 Электроприводные задвижки, устанавливаемые на подводящих трубопроводах раствора пенообразователя к резервуарам с ЛВЖ, должны размещаться за пределами обвалования, к зданию магистральной насосной - за пределами дорог технологической зоны.

Задвижки должны иметь местное и дистанционное управление.

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

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

12 Системы теплоснабжения, отопления, вентиляции и кондиционирования 12.1 Теплоснабжение, отопление, вентиляцию и кондиционирование зданий и сооружений предприятий нефтяной промышленности следует проектировать на основании следующих нормативных документов: СНиП 2.04.05, СНиП 2.04.07, СНиП II-3, СНиП II-35, СП 41-101, а также санитарных норм проектирования промышленных предприятий, норм технологического проектирования и настоящих Норм.

12.2 Для отопления, вентиляции и теплоснабжения следует предусматривать использование вторичных источников тепла (при наличии газогенераторных установок и печей подогрева), руководствуясь главой СНиП 2.04.05.

При отсутствии этих вторичных источников тепла для теплоснабжения следует предусматривать котельные, которые следует проектировать в соответствии со СНиП II-35.

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

12.4 Класс ответственности здания II.

12.5 Котельные первой категории по степени надежности снабжения электроэнергией и водой относятся к объектам первой категории, в снабжении которых не допускаются перерывы.

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