МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
(МИННЕФТЕПРОМ)

НОРМЫ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

(ВНТП 2-86)

Москва 1987

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
(Миннефтепром)

НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

(ВНТП 2-86)

Утверждены приказом

Миннефтепрома от

17 декабря 1986 г. № 780

Согласовано Госстроем СССР

письмо Госстроя СССР от

12 декабря 1985 г.

№ АД-637-20/7

Москва 1986

Разработали: Гипротрубопровод и ВНИИОЭНГ

Внесены: Главным управлением проектирования и капитального строительства (ГУКС) и Главным управлением по транспортированию и поставкам нефти (Главтранснефть)

Подготовлены

к утверждению: ГУКС и Главтранснефть Миннефтепрома

Согласовано:      Госстроем СССР

Настоящие нормы технологического проектирования устанавливает требования к проектированию магистральных нефтепроводов. Нормы являются обязательными при проектировании новых, расширении и реконструкции действующих магистральных нефтепроводов.

К магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортирования товарной нефти из районов добычи или хранения до мест потребления (нефтеперерабатывающих заводов, перевалочных нефтебаз, пунктов налива и др.).

Нормы содержат указания, регламентирующие разработку технологических решений при проектировании магистральных нефтепроводов, имеют целью внедрение передовой технологии на базе реализации достижений науки, техники и передового отечественного и зарубежного опыта.

Предусмотренные Нормами требования направлены на повышение надежности, экономичности и безопасности эксплуатации, а также обеспечение устойчивой работы проектируемых магистральных нефтепроводов при рекомендуемых Нормами параметрах.

При проектировании расширения или реконструкции действующих объектов магистральных нефтепроводов требования настоящих норм распространяются только на расширяемую или реконструируемую часть.

Настоящие Нормы не распространяются на проектирование нефтепроводов специального назначения (промысловых, сборных, полевых и т.п.), нефтепроводов, прокладываемых в морских акваториях, и не учитывают дополнительных требований при строительстве в районах с сейсмичностью свыше 8 баллов для нефтепроводов, укладываемых подземно и 6 баллов для нефтепроводов, укладываемых надземно, нефтепроводов, прокладываемых в зонах с вечномерзлыми грунтами, а также нефтепроводов давлением свыше 10 Мпа (100кг/см²).

В Нормах не учтены специфические особенности проектирования нефтепроводов для газонасыщенных нефтей, нефтепроводов с попутным подогревом ("горячих" трубопроводов).

Проектирование магистральных нефтепроводов должно выполняться в полном соответствии с настоящими Нормами, а также с действующими ГОСТами, СНиПами, отраслевыми руководящими документами, правилами и техническими условиями на проектирование и на эксплуатацию, стандартами и инструкциями по безопасности труда и охране окружающей среды, санитарными правилами организации технологических процессов и гигиеническими требованиями к производственному оборудованию, с учетом требований по обращению с сернистыми нефтями и другими руководящими документами.

Проектирование магистральных нефтепроводов должно выполняться с максимальным внедрением новых технических решений в области строительства и эксплуатации, обеспечивающих повышение заводской готовности для строительства, сокращение расхода металла, материалов и энергетических и трудовых затрат при строительстве, а также сокращение применения ручных работ и улучшение условий охраны труда.

В технических решениях, как правило, должны применяться:

блочное исполнение оборудования;

установка оборудования па открытых площадках;

автоматизация и телемеханизация технологических процессов;

кооперирование основных и вспомогательных систем и средств обслуживания;

использование изобретений и научно-исследовательских работ в области технологии транспортирования, оборудования, строительства и эксплуатации.

При проектировании должны быть использованы типовые проекты отдельных объектов и узлов, входящих в состав магистральных нефтепроводов, а также имеющиеся экономичные ращения для повторного применения.

В проектах следует предусматривать наибольшую технически оправданную блокировку зданий и максимальное использование их площадей и объемов с учетом категорий производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности и размещения на территории по зонам.

Отступления от настоящих Норм допускаются, если они:

обуславливают возможность получения нового, более совершенного проектного решения, дающего более высокие технико-экономические показатели при равных или лучших условиях надежности сооружения;

вызваны особами условиями: реконструкция сооружения с использованием наличного оборудования, возможности поставки труб, оборудования и др.

Отступление от Норм допускается только в исключительных случаях, при условии согласования отступления с заинтересованными организациями и выполнения соответствующих обоснований, которые подлежат утверждению совместно с проектной документации.

Проектирование магистральных нефтепроводов должно выполняться на основания утвержденных схем развития и размещения, заданий на проектирование, как правило, в две стадии, с использованием средств автоматизированного проектирования.

1. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ

Основные технологические параметры магистральных
нефтепроводов

1.1. К основным параметрам магистрального нефтепровода относятся: производительность, диаметр, протяженность, число нефтеперекачивающих станций и рабочее давление на них.

1.2. Задание на проектирование, составленное в соответствии с требованиями СНиП 1.02.01-85, должно также содержать:

наименование начального и конечного пунктов магистрального трубопровода;

Производительность нефтепровода в млн. тонн в год при полном развитии с указанием роста загрузки по этапам;

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

перечень пунктов сброса нефтей с указанием объемов сбросов по годам (по этапам) и по сортам, а также по величине максимального расхода;

условия поставки, приема;

рекомендации по организации управления нефтепроводами;

необходимость обратной перекачки.

1.3. Для обеспечения заданной производительности должно предусматриваться строительство одной нитки магистрального нефтепровода с развитием его пропускной способности по очередям за счет увеличения числа станций. В отдельных случаях допускается сооружение лупингов или вставок при их технико-экономическом обосновании. Допускается проектирование магистрального нефтепровода с учетом последующей укладки 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 и более;

упругость паров нефти, поступающей в резервуарные парки, при заданной производительности за счет тепловыделений в нефтепроводе превышает 67 кПа (500 мм рт. ст).

1.4. При выборе параметров магистральных нефтепроводов следует руководствоваться данными, приведенными в таблице 1.

Таблица 1

Параметры магистральных нефтепроводов

1.5. Суточная расчетная производительность нефтепровода определяется делением заданной годовой производительности на расчетное число рабочих дней, принимаемых по табл. 3.

1.6. Основные параметры нефтепровода определяются исходя из обеспечения пропускной способности нефтепровода при расчетных значениях плотности и вязкости (п.1.7). Пропускная способность нефтепровода определяется умножением суточной производительности на коэффициент Кп, учитывающий возможность перераспределения потоков в процессе его эксплуатации, принимаемый по табл. 2.

Таблица 2

1.7. Расчетная вязкость и расчетная плотность нефти должны приниматься по минимальной температуре нефти с учетом тепловыделения в нефтепроводе, обусловленного трением потока и теплоотдачи тепла в грунт, при минимальной температуре грунта на глубине оси трубопровода.

1.8. При последовательной перекачке нефтей число циклов должно определяться на основании технико-экономических расчетов. Рекомендуется для предварительных расчетов принимать от 52 до 72 циклов в год.

1.9. Последовательную перекачку нефтей следует предусматривать прямым контактом или с применением разделителей в зависимости от образующегося объема смеси.

Фонды времени и режим работы

1.10. Режим работы магистральных нефтепроводов непрерывный, круглосуточный.

1.11. Расчетное число рабочих дней нефтепровода, принимаемых при проектировании с учетом затрат времени на техническое обслуживание, капитальный ремонт и ликвидацию повреждений, а также на откачку нефти из емкостей и их заполнение, определяется по табл.3, не менее:

Таблица 3.

Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов

В числителе указаны цифры для нормальных условий, цифры в знаменателе применяются при прохождении нефтепроводов в сложных условиях (заболоченные и горные участки) - не менее 30% от протяженности трассы нефтепровода.

1.12. Расчетное число рабочих дней для нефтепроводов, находящихся в эксплуатации, определяется по нормативам расчета производительности действующих магистральных нефтепроводов.

2. ЛИНЕЙНАЯ ЧАСТЬ

2.1. В состав линейной части магистральных нефтепроводов входят сооружения в соответствии с СНиП 2.05.06-85, а также устройства приема и пуска (пропуска) скребков и блокировочные трубопроводы.

2.2. Линейная часть в отношения выбора трасс, переходов через естественные и искусственные препятствия, устройства защитных сооружений, расчетов нефтепроводов на прочность и устойчивость (в том числе определения толщин стенок труб), противоэрозионных и противооползневых мероприятий, защиты от коррозии, материалов и изделий должна проектироваться в соответствии со СНиП 2.05.06-85.

2.3. Толщину стенок трубопроводов следует определять в соответствии с расчетной эпюрой давления с учетом категории участка.

Расчетная эпюра давления должна определяться по эксплуатационным участкам нефтепровода между соседними станциями с емкостью. Эпюра давления должна строиться из условия подачи нефти от каждой промежуточной НПС на НПС с емкостью последующего эксплуатационного участка при максимальном рабочем давлении, соответствующем максимальной суточной производительности.

2.4. Определение категорий участков нефтепроводов производится по СНиП 2.05.06-85.

Для уменьшения расхода металла, особенно для нефтепроводов диаметром 1020 и 1220 мм, рекомендуется применять высокопрочные трубы - предел прочности не ниже 588 Мпа (60 кг/мм²).

2.5. Запорную арматуру следует устанавливать через 15-20 км. Установку запорной арматуры следует предусматривать по рельефу местности таким образом, чтобы розлив нефти в случае возможной аварии нефтепровода был минимальным. Установка должна быть бесколодезной.

Для удобства испытаний и повторных испытаний нефтепроводов расстановку запорной арматуры следует, как правило, производить на границах смены толщин стенок участков нефтепроводов большой протяженности.

2.6. Запорная арматура на трассе нефтепроводов должна иметь привод и приборы системы управления, обеспечивающие возможность местного и дистанционного управления.

2.7. На магистральном нефтепроводе с обеих сторон запорной арматуры должна быть предусмотрена установка манометров.

2.8. При проектировании перехода нефтепровода, трасса которого проходит параллельно существующему нефтепроводу, допускается (вместо сооружения резервной нитки на нем) предусматривать использование для проектируемого нефтепровода резервной нитки существующего нефтепровода, при условии, что диаметр и допустимое рабочее давление на ней не меньше чем для проектируемого нефтепровода.

2.9. На магистральных нефтепроводах должны предусматриваться устройства приема и пуска скребка для очистки трубопровода в период эксплуатации, которые следует использовать также для приема и пуска разделителей при последовательной перекачке и средств диагностики.

Устройства приема и пуска скребка нефтепроводов размещаются на расстоянии друг от друга до 300 км и, как правило, совмещаются о НПС. Устройства приема и пуска скребка должны предусматриваться также на лупингах и резервных нитках протяженностью более 3 км и на отводах протяженностью более 5 км.

2.10. Схемы устройств приема и пуска скребка в зависимости от их расположения на нефтепроводе должны обеспечивать различные варианты технологических операций: пропуск, прием и пуск, только пуск или только прием скребка.

Схемы устройств должны предусматривать возможность осуществления перекачки нефти по нефтепроводу без остановки НПС - в процессе очистки нефтепровода.

2.11. В состав устройств приема и пуска входят:

1) камеры приема и запуска очистных устройств;

2) трубопроводы, арматура и соединительные детали;

3) емкость для дренажа нефти из камер приема и пуска;

4) механизмы для извлечения, перемещения и запасовки очистных устройств;

5) сигнализаторы прохождения очистных устройств;

6) приборы контроля давления.

2.12. При значительном перепаде высот на магистральных нефтепроводах должны предусматриваться станции защиты для предотвращения повышения давления в трубопроводе выше рабочего и станции дросселирования на обратных склонах для предотвращения потока с неполным сечением.

2.13. Для технического обслуживания, а также аварийно-восстановительного ремонта сооружений линейной части нефтепроводов, контроля за соблюдением правил их охраны и производства работ в охранной зоне предусматриваются аварийно-восстановительные пункты (АВП), располагаемые при НПС нефтепроводов.

Один АВП обслуживает в обычных условиях и пустынях участок трассы нефтепровода протяженностью 200 - 250 км, а в районах с участками трассы, проходящими по болотам или рисовым полям, - 80 - 100 км.

При отсутствии проездов по трассе техническое обслуживание и наблюдение за магистральным нефтепроводом и сооружениями на трассе должно предусматриваться с помощью воздушного транспорта или высокопроходимой техники.

2.14. В местах установки линейной запорной арматуры и на каждой НПС следует предусматривать вертолетные площадки.

2.15. Для размещения аварийно-восстановительных бригад должны быть предусмотрены пункты обогрева (жилой дом, с надворными постройками), располагаемые на трассе с интервалом 30-40 км вблизи задвижек. Постоянное проживание обслуживающего персонала в пунктах обогрева не предусматривается.

2.16. На сложных участках трассы для контроля за состоянием нефтепровода могут предусматриваться усадьбы линейных ремонтеров (жилой дом с надворными постройками), которые должны располагаться в районе установки линейных задвижек, как правило, вблизи населенных пунктов. Участок обслуживания одного ремонтера устанавливается в пределах 15-20 км в зависимости от доступности трассы, обусловленной рельефом местности, расположением дорог, заболоченностью, наличием естественных и искусственных препятствий. Участок обслуживания не зависит от числа параллельных ниток трубопроводов.

2.17. В местах переходов магистральными нефтепроводами крупных судоходных рек и водохранилищ должны предусматриваться оснащенные плавсредствами пункты наблюдения за зоной перехода водной преграды. Пункт наблюдения имеет жилой дом с хозяйственными постройками, аналогично усадьбе линейного ремонтера.

2.18. Для участков магистральных нефтепроводов, проложенных через болота, объем аварийного запаса труб должен составлять 0,3% от их протяженности, для остальных участков - 0,1% от их протяженности. Складирование аварийного запаса труб следует предусматривать на площадках НПС, пунктов обогрева, усадеб линейных ремонтеров или пунктов наблюдения.

2.19. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения нефтепроводов устанавливается охранная зона в соответствии с правилами охраны магистральных трубопроводов.

Проектирование линейной части нефтепровода, а также закрепление трассы трубопровода на местности опознавательными знаками, должно выполняться в соответствии с этими правилами.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Нефтеперекачивающие и наливные станции.

3.1. Нефтеперекачивающие станции разделяются на головные и промежуточные.

Головная перекачивающая станция магистрального нефтепровода предназначается для приема нефти с установок подготовки нефти и перекачки ее из емкости в магистральный нефтепровод.

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.

Промежуточные перекачивающие насосные предназначаются для повышения давления в магистральном нефтепроводе при перекачке нефти. В состав технологических сооружений промежуточной станции входят: магистральная насосная; фильтры-грязеуловители, узел регулирования давления, система сглаживания волн давления (ССВД), а также технологические трубопроводы.

3.2. Наливные станции предназначаются для приема нефти из магистрального трубопровода в емкость и налива ее в железнодорожные цистерны. В состав технологических сооружений наливной станции входят: резервуарный парк, наливная насосная, железнодорожные наливные устройства, трубопроводы, фильтры-грязеуловители, узлы с предохранительными устройствами и узлы учета.

3.3. 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.

На начальных нефтеперекачивающих станциях эксплуатационных участков должна предусматриваться емкость. Емкость устанавливается также на нефтеперекачивающих станциях, где намечается осуществлять прием нефти с попутных промыслов или перераспределение ее грузопотоков в системе нефтепроводов. Состав технологических сооружений таких нефтеперекачивающих станций аналогичен головным.

3.4. Расстановка НПС должна производиться по возможности с учетом равномерного распределения давления по всем насосным нефтепроводам.

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

3.6. Головные нефтеперекачивающие станции, находящиеся в начале магистральных нефтепроводов, рекомендуется, если это не противоречит специальным нормам, располагать на площадках центральных пунктов подготовки нефти, вблизи резервуарных парков с использованием их емкости, систем энергоснабжения, водоснабжения, канализации и других подсобных сооружений.

При параллельной прокладке проектируемого нефтепровода со строящимися или действующими магистральными нефтепроводами НПС этого нефтепровода должны быть, как правило, совмещены с НПС строящихся или действующих нефтепроводов.

3.7. Подключение нефтепроводов к магистральным нефтепроводам должно выполняться только на НПС с емкостью, врезка промысловых нефтепроводов в магистральные нефтепроводы не допускается.

3.8. Все НПС на участках магистрального нефтепровода с одной и той же производительностью должны быть, как правило, оснащены однотипным оборудованием.

3.9. Для перекачки нефтей по магистральным нефтепроводам должны, как правило, применяться специальные насосы по ГОСТ 12124-80.

3.10. В случае, если расчетная производительность может быть обеспечена насосами с роторами на различную подачу, должен выбираться, как правило, ротор на меньшую подачу.

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

3.11. Напор центробежных насосов должен приниматься в соответствии с требуемым давлением на НПС, как для условий обеспечения заданной производительности, так и для условий обеспечения максимальной суточной производительности нефтепровода. Создание напора должно обеспечиваться применением сменных роторов и их обрезкой. Характеристики сменных роторов принимаются по данным завода-изготовителя.

3.12. Число рабочих центробежных насосов в каждой магистральной насосной должно определяться, исходя из расчетного рабочего давления насосной, характеристики насоса, характеристик перекачиваемых нефтей, режима перекачки.

3.13. На каждую группу насосов при числе рабочих насосов до трех должна предусматриваться установка одного резервного насоса. При числе рабочих насосов от четырех до шести - два резервных насоса.

3.14. Работа всех нефтеперекачивающих насосных по схеме "из насоса в насос" без использования емкости должна предусматриваться в пределах эксплуатационных участков протяженностью до 600 км.

Допускается сокращение этого расстояния при горном рельефе.

3.15. На НПС с емкостью для подачи перекачиваемой нефти к основным насосам, если они не располагают необходимым кавитационным запасом, должна быть предусмотрена установка подпорных насосов. Подпорные насосы должны быть, как правило, вертикального исполнения.

В группе до четырех насосов должен предусматриваться один резервный насос.

На выходных линиях подпорных насосов до магистральных насосов должна устанавливаться арматура и оборудование, рассчитанные на давление не ниже 2,5 МПа (25 кг/см²).

3.16. На НПС с емкостью должна предусматриваться установка узлов с предохранительными устройствами (прямого действия) для защиты от повышения давления в коммуникациях резервуарного парка и магистрального нефтепровода, а также коммуникаций и оборудования между подпорной и магистральной насосными.

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 по трубопроводу, а для второго узла - на 70% максимального расхода через НПС. 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. В проекте следует указывать, что эти задвижки должны быть опломбированы в открытом положении.

Трубопровода после предохранительных устройств должны быть уложены с уклоном на менее 0,002 в сторону зачистного насоса на самотечной линии в выделенные резервуары.

3.17. Для опорожнения технологических трубопроводов и оборудования должны предусматриваться самотечные дренажные трубопроводы со сбросом нефти в заглубленные емкости.

3.18. На участке трубопровода после магистральной насосной до узла регулирования должен быть установлен быстродействующий обратный клапан (без демпфера).

3.19. Для поддержания заданных величин давления (минимального на входе и максимального на выходе магистральной насосной) должно предусматриваться регулирование давления методом дросселирования.

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 20-30 кПа. Максимальный перепад рекомендуется принимать равным полному напору одного магистрального насоса при подаче, равной пропускной способности нефтепровода.

3.20. В соответствии со СНиП 2.05.06-85 на промежуточных НПС магистральных нефтепроводов диаметром 720 мм и выше должны предусматриваться ССВД. Применение ССВД на нефтепроводах меньшего диаметра обосновывается расчетами.

3.21. При появлении волн давления ССВД должна обеспечивать сброс части потока нефти из приемной линии магистральной насосной в резервуары-сборники.

3.22. ССВД должна срабатывать при повышении давления в нефтепроводе на величину не более 0,3 МПа, происходящим со скоростью выше 0,3 МПа/с. Дальнейшее повышение давления в зависимости от настройки ССВД должно происходить плавно со скоростью от 10 до 30 кПа/с. Начальная величина повышения давления и скорость повышения давления ССВД должны настраиваться плавно или ступенями.

3.23. ССВД должна иметь не менее двух дополнительных органов. Характеристика дополнительных органов должна обеспечивать поддержание параметров, указанных в п. 3.22, при выходе из строя одного из них. ССВД должна быть предпочтительно прямого действия без внешних источников питания.

3.24. 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 прямой линии.

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

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

для нефтепроводов диаметром 1220 мм - 500м³;

-"-                                                 1020 мм - 400м³;

-"-                                                   820 мм - 200м³;

-"-                                                   720 мм

                                                      и менее - 150 м³.

3.27. При повышении уровня в резервуаре-сборнике до аварийного следует предусматривать отключение всех магистральных насосных агрегатов, а затем отключение от магистрального нефтепровода ССВД.

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

3.29. Технологическая схема НПС, как правило, должна обеспечивать возможность параллельно-последовательной работы магистральных насосов, с учетом наличия или перспективы строительства параллельных нефтепроводов.

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

3.31. Запорная арматура (задвижки, обратные клапаны) с концами под приварку должна устанавливаться, как правило, в земле; фланцевая - наземно. Допускается установка запорной фланцевой арматуры в земле с соблюдением специальных мероприятий по защите арматуры от почвенной коррозии.

3.32. Оборудование и арматура, устанавливаемые на открытом воздухе, без укрытия, должны приниматься в климатическом исполнения, соответствующем микроклиматическому району размещения НПС по СНиП 2-01.01.82 с учетом требований к арматуре по СН 527-80.

3.33. Испытание трубопроводной обвязки магистральных насосных агрегатов должно, как правило, предусматриваться совместно с насосами с учетом ограничений заводов-изготовителей оборудования, арматуры и труб.

3.34. Для привода насосных агрегатов должны, как правило, применяться электродвигатели в исполнении, позволяющем их установку как в общем зале с насосами, так и в отдельном зале за противопожарной стенкой (перегородкой) или на открытых площадках.

3.35. Определение веществ по их способности создавать взрывоопасные смеси с воздухом и другими окислителями принимается по ПУЭ. Классификация взрывоопасных смесей и взрыво- и пожароопасных зон зданий и сооружений принимается по табл. № 15.

3.36. Для помещения насосов с электродвигателями с производством категории А принимается комбинированное отопление: воздушное, совмещенное с приточной вентиляцией, и дежурное отопление с местными нагревательными приборами с обеспечением параметров микроклимата в соответствии с требованиями ГОСТа 12.1.005-76.

Вентиляция всех помещений принимается в соответствии с СН 433-79.

3.37. На НПС с емкостью могут предусматриваться лаборатории для выполнения анализов перекачиваемой нефти.

Резервуарные парки

3.38. Суммарный полезный объем резервуарных парков нефтепровода, по которому не предусматривается последовательная перекачка, должен приниматься не менее размеров, указанных в табл.4 (в единицах расчетной суточной производительности).

Таблица 4

ПРИМЕЧАНИЯ:

1. Цифры в числителе и знаменателе соответствуют условиям прохождения трассы, приведенным в п.1.11.

2. При протяженности нефтепровода свыше 1000 км к размеру емкости, приведенному в табл.4, добавляется объем резервуарного парка участка, соответствующего длине остатка.

3. Емкость резервуарного парка конечного пункта определяется проектом в пределах указанной суммарной емкости парка.

3.39. Полезный фактический объем резервуарных парков определяется по таблице 5 с учетом коэффициента использования емкости, учитывающим неиспользуемые зоны и технологический остаток.

Таблица 6

3.40. Суммарный полезный объем резервуарных парков нефтепровода ориентировочно распределяется следующим образом:

Головная нефтеперекачивающая станция магистрального нефтепровода, в случае перекачки одного сорта нефти должна располагать емкостью в размере от двухсуточной до трехсуточной производительности нефтепровода.

На НПС с емкостью, расположенных на границах эксплуатационных участков, в пределах которых требуется обеспечение независимости работы насосного оборудования, должна быть предусмотрена емкость в размере 0,3-0,5 суточной производительности нефтепровода. Эта емкость должна быть увеличена до 1,0-1,5 суточного запаса в случае обеспечения необходимости выполнения приемо-сдаточных операций.

На НПС с емкостью, расположенных на разветвлении магистральных нефтепроводов, а также в местах их соединения, должна предусматриваться емкость в размере в размере 1,0-1,5 суточной производительности трубопровода большей производительности. Допускается увеличение размеров емкости на этих станциях до пределов, требуемых по расчету при последовательной перекачке нефтей.

Распределение объемов парков в пределах нефтепровода (участка) может корректироваться из условия обеспечения независимой работы отдельных эксплуатационных участков при техническом обслуживании НПС и нефтепровода, создания емкости на конечных пунктах, а также с учетом максимального сокращения времени простоя нефтепровода.

3.41. При нескольких параллельных нефтепроводах суммарный полезный размер емкости должен определяться от суточной производительности каждого нефтепровода (табл.4).

3.42. При последовательной перекачке нефтей объем резервуарных парков каждой НПС с емкостью и конечного пункта определяется размерами накопления каждого сорта в соответствии с принятой в проекте цикличностью перекачки.

3.43. В целях защиты резервуаров от перелива и технологических трубопроводов и арматуры от превышения давления в составе резервуарного парка выделяется не менее 2-х резервуаров, в которые должен предусматриваться сброс нефти по специальному трубопроводу от предохранительных устройств. Резервируемый объем в выделенных резервуарах регламентируется правилами эксплуатации магистральных нефтепроводов и входит в объем резервуарного парка НПС с емкостью.

3.44. Для сокращения потерь нефти должны применяться, как правило, резервуары с плавающими крышами или с понтонами, применение других типов резервуаров требует выполнения технико-экономического обоснования эффективности их использования.

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

3.46. При транспорте нефтей, для которых требуется подогрев, необходимо рассматривать вопрос применения тепловой изоляции резервуаров и трубопроводов с целью уменьшения теплопотерь. Изоляция должна быть несгораемой, тип изоляции устанавливается проектом.

3.47. Оборудование резервуаров должно обеспечивать технологические операции по наполнению и опорожнению их нефтью, защиту от повышения и понижения давления, защиту от распространения пожара, тушение пожара. При необходимости, на приемо-раздаточных патрубках должны предусматриваться компенсаторы для снижения усилий, передаваемых технологическими трубопроводами на резервуары.

3.48. В резервуарах для нефти в целях предотвращения накопления на дне парафина и других отложений и их удаления должны устанавливаться, как правило, размывающие головки или винтовые мешалки.

3.49. Схемы технологических трубопроводов резервуарных парков должны обеспечивать опорожнение резервуаров с помощью подпорных насосов и технологических трубопроводов с помощью зачистного насоса.

Технологические трубопроводы

3.50. Трубопровод магистральной насосной от входа первого насоса до узла регулирования должен быть рассчитан на давление, превышающее рабочее давление в магистральном нефтепроводе. Рекомендуется это превышение принимать не менее половины диффециального напора одного насоса при 70 % подаче от номинальной.

3.51. На выходных патрубках магистральных насосов должны устанавливаться диффузоры.

3.52. На территории НПС, в том числе территории резервуарных парков, прокладка нефтепроводов должна быть подземной. Трубопроводы, подлежащие опорожнению, должны укладываться с уклоном не менее 0,002.

3.53. При параллельной прокладке проектируемого нефтепровода со строящимися или действующими магистральными нефтепроводами следует предусматривать блокировочные трубопроводы в устройствах приема (или пропуска) средств очистки и диагностики.

Узлы учета количества и качества нефти

3.54. Для обеспечения учета количества и качества нефти на потоке на магистральных нефтепроводах должны устанавливаться узлы учета количества и качества.

В зависимости от выполняемых функций эти узлы делятся на коммерческие и оперативные. Коммерческие узлы осуществляют учет с точностью, необходимой для учетно-расчетных операций. Оперативные узлы осуществляют учет с точностью, необходимой для оперативных целей и задач АСУ ТП, и могут являться резервными точками коммерческого учета.

3.55. Коммерческие узлы учета предусматриваются в пунктах:

а) приема от нефтедобывающих предприятий;

б) приема и сдачи смежным предприятиям;

в) сдачи нефтеперерабатывающим предприятиям (НПЗ и НЖК), на экспорт, на налив на морской или речной транспорт.

По согласованию с заказчиком коммерческие узлы учета могут размещаться либо на станциях магистральных нефтепроводов, либо на объектах поставщиков (потребителей).

3.56. Оперативные узлы учета предусматриваются, как правило, на НПС с емкостью, на которых происходит перераспределение грузопотоков между магистральными нефтепроводами.

3.57. В состав коммерческих узлов учета входят:

рабочие измерительные линии;

резервные измерительные линии;

контрольная измерительная линия;

приборы качества;

автоматический пробоотборник;

трубопоршневая установка для поверки  счетчиков (ТПУ);

устройство регулирования расхода.

На оперативных узлах учета приборы качества, ТПУ и устройство регулирования расхода могут не предусматриваться.

3.58. Число рабочих измерительных линий узла учета должно определяться из условий обеспечения заданной точности измерения в диапазоне 30-100 % пропускной способности нефтепровода, на наливных пунктах на морской и речной транспорт узлы учета должны работать в диапазоне от 10 % пропускной способности нефтепровода.

3.59. Число резервных измерительных линий должно приниматься 30-50 % от числа рабочих измерительных линий.

3.60. Общее число измерительных линий узла учета, как правило, должно быть не более десяти.

3.61. В узле учета, независимо от наличия ТПУ, предусматривается одна контрольная измерительная линия.

3.62. Технологическая схема узла учета должна обеспечивать поддержание необходимых параметров для работы узла учета (расход, давление, характер потока).

3.63. Технологическая схема и состав оборудования узлов учета должны соответствовать требованиям ведомственных нормативов по проектированию и эксплуатации узлов учета, согласованных с Госстандартом.

3.64. Для осуществления оперативного учета и решения задач АСУ ТП допускается применение измерителей скорости потока или ультразвуковых счетчиков. Такие же приборы рекомендуется устанавливать на всех промежуточных НПС.

Железнодорожные наливные устройства

3.65. Выбор типовых эстакад на наливных станциях  магистральных нефтепроводов должен производиться в зависимости от объема наливных операций, затрат времени на операции подачи и уборки составов вагонов-цистерн и весовой нормы маршрутов (брутто) и прикрытия одной цистерны весом не менее 60 тонн.

Протяженность любой сливо-наливной эстакады должна быть не более максимальной длины одного маршрутного состава железнодорожных цистерн, включая прикрытие.

3.66. Весовая норма железнодорожных маршрутов брутто устанавливается по согласованию с органами МПС.

3.67. Время налива железнодорожных маршрутов и групп вагонов-цистерн должно определяться в соответствии с Уставом железных дорог СССР.

3.68. Для налива железнодорожных маршрутов, а также групп вагонов-цистерн с общей весовой нормой брутто более 1000 тонн, должны предусматриваться двухсторонние наливные устройства, рассчитанные на налив смешанного состава большегрузных вагонов-цистерн.

3.69. Железнодорожные наливные устройства должны быть оборудованы автоматическими устройствами для предотвращения перелива вагонов-цистерн, устройствами дистанционной сигнализации в насосную, устройствами для механизации налива и его герметизации.

3.70. Для налива нефти в железнодорожные цистерны на наливных станциях должны применяться центробежные насосы.

3.71. Для вспомогательных операций по зарядке сифонов при сливе неисправных вагонов-цистерн, а также для зачистки трубопроводов и резервуаров должны применяться центробежные насосы совместно с вакуум-насосами или самовсасывающие центробежные лопастные насосы.

3.72. Для внутриплощадочных перекачек должна предусматриваться возможность использования насосов наливной насосной.

3.73. Резервуарные парки НПС наливных станций должны проектироваться в соответствии с требованиями СНиП II-106-79 и настоящих Норм.

4. АВТОМАТИЗАЦИЯ, ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ И АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ (АСУ ТП)

4.1. При проектировании магистральных нефтепроводов должно предусматриваться создание АСУ ТП. Проект АСУ ТП выполняется в соответствии с Общеотраслевым руководящим методическим материалом. Для вновь строящихся нефтепроводов проект АСУ ТП разрабатывается в составе проекта первой очереди строительства.

4.2. Технологические схемы и технологическое, энергетическое и другие виды оборудования должны приниматься с учетом автоматизации и создания АСУ ТП.

4.3. Основными целями создания АСУ ТП являются:

обеспечение транспортирования с заданной производительностью при минимальных эксплуатационных затратах;

повышение надежности работы нефтепроводного транспорта и предотвращение аварийных ситуаций;

сокращение потерь 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.

4.4. Технологическим объектом управления для АСУ ТП может являться один или несколько отдельных нефтепроводов или их эксплуатационных участков независимо от административного подчинения. Самостоятельная АСУ ТП может создаваться для НПС с крупным резервуарным парком или для перевалочной нефтебазы.

4.5. С целью повышения уровня эксплуатации и улучшения использования оборудования и ресурсов при определении организационной структуры АСУ ТП следует совмещать информационно-управляющие пункты нескольких объектов в общем районном диспетчерском пункте (РДП). Рекомендуется с учетом устойчивой работы линии связи и экономических соображений предусматривать создание крупных РДП, вплоть до объединения всех НПС в пределах Управления магистральными нефтепроводами (УМН).

4.6. Комплекс технических средств АСУ ТП должен включать:

вычислительный комплекс совместно с устройствами ввода, представления и регистрации информации;

устройства телемеханизации насосных станций и линейных сооружений;

системы локальной автоматики нефтеперекачивающих станций, узлов учета, линейной части, пунктов приема и сдачи;

средства связи и аппаратуру передачи данных.

4.7. Состав технических средств и их технические характеристики (быстродействие, надежность, точность выполнения функции и т.п.) принимаются в соответствии с требованиями организации-разработчика АСУ ТП.

4.8. Магистральные насосные должны быть оснащены устройствами автоматической защиты. Перечень параметров защиты устанавливается отраслевыми нормативными документами.

4.9. Защита магистральной насосной по максимальным давлениям должна настраиваться на значение не выше 1,1 от рабочего давления.

4.10. Задание автоматическому регулятору давления на выходе должно равняться величине рабочего давления, а регулятору на приеме - величине минимального давления на входе первого насоса при максимальной на данный период эксплуатации подаче.

4.11. В закрытых помещениях со взрывоопасными зонами должен предусматриваться автоматический контроль уровня загазованности, возникновения пожара и затопления.

5. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ И ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ

5.1. Схема внешнего электроснабжения напряжением 35 кВ и выше нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов должны разрабатываться специализированными институтами Минэнерго СССР.

5.2. При проектировании схем внешнего электроснабжения должны предусматриваться меры по обеспечению бесперебойной работы НПС при кратковременных перерывах электроснабжения, вызванных короткими замыканиями, действием автоматического повторного включения (АПВ), автоматического включения резерва (АВР) и т.п., в частности, меры по обеспечению пуска и самозапуска насосных агрегатов в минимальном и максимальном режимах работы энергосистемы.

Необходимые для расчетов технические требования и исходные данные предоставляются заказчиком.

При разработке перспективных схем развития энергосистемы должны учитываться электрические нагрузки, предусмотренные схемами развития нефтепроводов.

5.3. Схемы внешнего электроснабжения п.п. 5.1., 5.2.) рассматриваются и утверждаются Миннефтепромом по согласованию с Минэнерго СССР.

В протоколах рассмотрения схем следует указывать долевое участие по финансированию, сроки ввода объектов внешнего электроснабжения НПС, а также объектов энергосистемы, ввод или расширение которых необходимы по условиям обеспечения надежного электроснабжения магистральных нефтепроводов.

Утвержденные схемы внешнего электроснабжения магистральных нефтепроводов являются основанием для выдачи энергосистемами Минэнерго СССР технических условий на присоединение.

5.4. Схемы внешнего электроснабжения магистральных нефтепроводов следует выполнять и утверждать до начала разработки проектов магистральных нефтепроводов.

5.5. Стадийная проектная документация по объектам внешнего электроснабжения магистральных нефтепроводов должна выполняться:

5.5.1. Специализированными институтами Минэнерго СССР:

1) по линиям электропередачи напряжением 110 кВ и выше;

2) по подстанциям 35 кВ и выше энергосистем, ввод и расширение которых необходим по условиям обеспечения надежного электроснабжения НПС;

3) по подстанциям напряжением 110 кВ и выше при НПС, за исключением технологических и совмещенных РУ-6(10) кВ и токопроводов к этим РУ.

В объем проектирования этих подстанций входит:

1) разъединитель, устанавливаемый между токопроводом и трансформатором подстанции;

2) кабели релейной защиты и автоматики между ОПУ подстанции и РУ-6(10) кВ при НПС;

3) прокладка кабелей релейной защиты и автоматики от ОПУ до границы подстанции;

4) релейная защита, автоматика и телемеханика подстанций;

5) трансформатор собственных нужд подстанции.

5.5.2. Институтами, проектирующими технологические объекты:

1) по линиям электропередачи напряжением до 35 кВ, предназначенным для питания подстанции при НПС;

2) по подстанциям напряжением до 35 кВ при НПС, включая технологические и совмещенные РУ-6(10) кВ и токопроводам к этим РУ;

3) по технологическим и совмещенным РУ-6(10) кВ и токопроводам к этим РУ подстанции при НПС напряжением 110 кВ и выше.

В объем проектирования этих РУ входит:

1) релейная защита и автоматика электроснабжения РУ;

2) прокладка кабелей релейной защиты и автоматики от границы подстанции до РУ-6(10) кВ при НПС.

5.6. Проект подстанции при НПС напряжением 110 кВ и выше с тремя напряжениями, из которых среднее напряжение предназначено для развития электрических сетей энергосистемы, следует выполнять в полном объеме.

Для таких подстанций поставка и монтаж РУ среднего напряжения организациями Миннефтепрома не производится.

5.7. В РУ-6(10) кВ НПС следует предусматривать не более четырех ячеек отходящих линий для сторонних потребителей.

Величина мощности, отпускаемой с шин 6(10) кВ сторонним потребителям, должна учитываться при проектировании подстанции и выборе мощности трансформаторов.

При количестве ячеек отходящих линий, требуемых для питания сторонних потребителей, более четырех, на подстанциях должно сооружаться собственное РУ-6 (10) кВ. В том случае в РУ-6(10) кВ НПС ячейки для сторонних потребителей не предусматриваются.

5.8. Категория электроприемников и НПС в целом по степени обеспечения надежности электроснабжения принимается по табл.6.

Таблица 6

5.9. Подстанции при НПС должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания.

5.10. НПС, относящиеся по степени надежности электроснабжения к первой категории, должны получать питание не менее чем по двум одноцепным ВЛ независимо от их протяженности, а НПС, относящиеся ко второй категории - по одной двухцепной ВЛ..

5.11. К двум одноцепным тупиковым ВЛ, питающим НПС, относящиеся к первой категории, допускается подключение трех подстанций, включая подстанции других потребителей.

5.12. При подключении технологических подстанций к одноцепной ВЛ с двухсторонним питанием число промежуточных подстанций, подключаемых к ВЛ между опорными подстанциями для НПС, относящихся к первой категории, не должно быть более трех, включая подстанции других потребителей. При этом подстанции, питающие НПС, должны подключаться одвоцепными заходами, а прочие могут подключаться на ответвлениях.

5.13. К двуцепной ВЛ с двухсторонним питанием на участке между двумя опорными подстанциями для НПС, относящихся к первой категории, допускается подключение до пяти подстанций, включая подстанции других потребителей.

5.14. На подстанциях при НПС независимо от района их размещения и схемы присоединения к сети, следует применять схемы электрических соединений только с масляными выключателями.

Применение отделителей и короткозамыкателей на этих подстанциях не допускается по условиям сохранения динамической устойчивости синхронных двигателей (п.п. 5.11., 5.12., 5.13.).

5.15. Присоединение подстанции при НПС к ВЛ, от которых питаются подстанции других потребителей, выполненные по упрощенным схемам с отделителями и короткозамыкателями, или последних к ВЛ, от которых питаются подстанции при НПС, допускается только при подтверждении расчетами обеспечения динамической устойчивости синхронных двигателей НПС.

5.16. Выбор единичной мощности трансформаторов 35-220/6-10 кВ следует производить с учетом обеспечения максимальной потребляемой мощности НПС, соответствующей проектной пропускной способности трубопровода, с учетом нормальных оперативных переключений насосных агрегатов (пуск резервного, а затем остановка рабочего), а также с учетом обеспечения нагрузок сторонних потребителей в режиме длительного отключения одного трансформатора.

5.17. Технологические РУ-6(10) кВ подстанций при НПС рекомендуется выполнять с одной системой шин, секционированной выключателем.

5.18. В проектах следует предусматривать обслуживание персоналом Минэнерго СССР:

1) линий электропередачи, к которым присоединяются подстанции при НПС;

2) подстанций при НПС, за исключением технологических и совмещенных РУ-6(10)кВ и токопроводов к этим РУ;

3) линий электропередач, идущих от подстанций к сторонним потребителям;

4) кабелей релейной защиты и автоматики между РУ-6(10)кВ и подстанций при НПС;

5) полукомплектов высокочастотной связи, противоаварийной автоматики и сложных защит ВЛ-110 кВ и выше, если они устанавливаются в ОПУ подстанции при НПС, а также релейной защиты токопроводов.

5.19. В проектах следует предусматривать обслуживание персоналом заказчика:

1) технологических и совмещенных РУ-6(10)кВ;

2) токопроводов 6(10)кВ, идущих к технологическим и совмещенным РУ-6(10)кВ;

3) систем учета электроэнергии.

5.20. Граница раздела обслуживания должна быть предусмотрена:

1) по первичным цепям - на аппаратных зажимах токопроводов на разъединителе 6(10)кВ подстанции. Аппаратные зажимы обслуживаются персоналом НПС;

2) по вторичным цепям - на рядах зажимов РУ-6(10)кВ.

5.21. В составе технологических РУ-6(10)кВ следует предусматривать установку ячеек вводов с трансформаторами тока и трансформаторами напряжения, подключаемыми до вводного выключателя. Отгораживание этих ячеек от остальной части РУ не требуется.

Трансформаторы собственных нужд НПС должны подключаться до вводных выключателей РУ-6(10)кВ НПС.

5.22. Подстанции при НПС, включая и телеуправляемые, оборудуются противоаварийной и системной автоматикой, в соответствии с действующими нормами.

Объем релейной защиты и автоматики на присоединениях, питающих потребителей НПС, устанавливается ведомственными нормами.

Объем релейной защиты и автоматики, имеющих системное значение, согласовывается с организациями Минэнерго СССР.

Устройства релейной защиты, устанавливаемые в РУ-6(10)кВ НПС, должны отключать токи подпитки от высоковольтных двигателей при коротких замыканиях в сетях каждого класса напряжения.

5.23. При размещении объектов внешнего электроснабжения НПС в районах с минимальной температурой воздуха ниже минус 45°С следует применять оборудование холодностойкого исполнения (по ГОСТ 15150-69) и арктические изоляционные масла или предусматривать установку электрооборудования внутри помещений.

5.24. При установке на НПС синхронных двигателей должно предусматриваться автоматическое регулирование возбуждения. Коэффициент форсировки возбуждения не должен превышать максимальных значений, допустимых заводом-изготовителем.

5.25. Расстояние между технологическим (совмещенным) РУ-6(10) кВ и подстанцией при НПС не нормируется. Однако во всех случаях, где этому не препятствуют условия генерального плана и организация подходов ВЛ различного напряжения, расстояние между РУ и подстанцией следует принимать минимальным.

5.26. Институты Минэнерго СССР в проектах внешнего электроснабжения магистральных нефтепроводов предусматривают:

1) диспетчерскую связь и телемеханику между подстанцией при НПС и диспетчерским пунктом энергосистемы, как правило, по ВЧ каналам на ВЛ-35-220 кВ в соответствии с действующими нормами Минэнерго СССР;

2) кабель связи между подстанцией и узлом связи НПС и его обслуживание;

3) установку телефонного аппарата на подстанции, включенного в АТС узла связи НПС.

5.27. Проектные институты при проектирования магистральных нефтепроводов предусматривают:

1) включение абонентов подстанции в АТС узла связи НПС;

2) каналы связи на магистральных линиях Миннефтепрома для организации прямого телефонного канала диспетчерской связи между диспетчерским пунктом предприятия электрических сетей (ДПЭ) или энергосистемы и РДП нефтепровода - по отдельному заданию или по техническим условиям.

5.28. Вопросы совместного использования кабельных и радиорелейных линий связи нефтепровода, в том числе антенных сооружений, взаиморезервирование линий связи с долевым участием Минэнерго СССР в их сооружении должны рассматриваться по отдельным соглашениям.

5.29. Для электроснабжения электроприемников особой группы на каждой НПС следует предусматривать третий независимый источник питания.

В качестве третьего независимого источника питания должны применяться дизельные электростанции (ДЭС) второй степени автоматизации (по ГОСТ 10032-80) на обслуживаемых НПС и третьей степени автоматизации на необслуживаемых НПС.

Перечень электроприемников особой группы приведен в таблице 7.

Таблица 7

Примечание: Таблица содержит примерный перечень электроприемников, которые могут быть отнесены к особой группе при соответствующем обосновании для конкретного объекта строительства.

5.30. Молниезащита и защита от статического электричества сооружений и зданий НПС должны выполняться в соответствии с СН 305-77 и "Правилами защиты от статического электричества и производных химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности".

5.31. Требования к учету электроэнергии в электроустановках НПС должны выполняться в соответствии с "Правилами устройства электроустановок" и "Правилами пользования электрической и тепловой энергией".

6. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СВЯЗЬ

6.1. Магистральные нефтепроводы должны обеспечиваться следующими видами технологической связи:

а) оперативно-диспетчерская связь диспетчера Объединенного диспетчерского управления с диспетчером Центрального диспетчерского пункта УМН (ЦДП) - один телефонный канал;

б) оперативно-технологическая связь диспетчера ЦДП с диспетчером РДП - один телефонный канал;

в) оперативно-технологическая связь диспетчера РДП с НПС, наливными станциями и другими подчиненными ему службами - один телефонный канал;

г) оперативно-технологическая связь обслуживающего персонала, находящегося на трассе нефтепровода, с ближайшими НПС, а через коммутационное устройство на НПС в РНУ - телефонный канал и средства УКВ связи. Указанный вид связи может быть использован для линейных ремонтеров, аварийно-восстановительных бригад, монтеров связи, обслуживающего персонала систем автоматики.

Общетехнологическая связь обеспечивается автоматическими и ручными телефонными каналами. Должны быть предусмотрены следующие виды общетехнологической связи:

связь Миннефтепрома с УМН - двенадцать телефонных каналов;

связь между УМН - шесть телефонных каналов;

связь УМН с районным нефтепроводным управлением - РНУ - шесть телефонных и два телеграфных канала;

связь РНУ с НПС, наливными станциями и другими подчиненными ему службами - по два телефонных и одному телеграфному каналу;

связь между соседними РНУ - четыре телефонных и один телеграфный канал;

связь между соседними НПС - два телефонных канала;

связь каждой НПС с ближайшим узлом связи Минсвязи СССР для железной дороги и ближайшей пожарной частью УПО МВД.

Примечания:

1. При расстоянии от НПС до узла связи Минсвязи СССР или железной дороги более 10 км связь с ними не предусматривается.

2. Связь с пожарной частью УПО МВД предусматривается по соединительным линиям между НПС и узлом связи Минсвязи СССР.

3. Если расстояние до ближайшего узла связи Минсвязи СССР превышает 10 км, связь НПС в ближайшей пожарной частью УПО МВД осуществляется через соседнюю НПС или РНУ, что должно быть отражено в проекте.

связь наливных станций с соседними НПС, с дежурными железнодорожных станций или агентами морских и речных портов, а также с ближайшей пожарной частью УПО МВД - по телефонному каналу;

связь НПС и наливных станций с энергоснабжающими организациями (диспетчером ближайшей опорной электроподстанции: ТЭЦ или ГЭС).

Связь совещаний УМН с РНУ и РНУ с НПС.

6.2. Для эксплуатационно-обслуживающего персонала связи должны предусматриваться следующие виды служебной связи:

магистральная служебная связь;

линейная служебная связь, включающая постанционную служебную связь и участковую служебную связь.

6.3. При проектировании каналов связи для АСУ необходимо учитывать:

телемеханизацию линейных сооружений;

телемеханизацию насосных станций;

телемеханизацию объектов внутреннего энергоснабжения на НПС;

обмен информацией между вычислительными комплексами;

передачу информации с использованием системы передачи данных.

Рекомендуется предусматривать резервирование каналов АСУ ТП.

Число каналов предусматривается проектом на основания задания разработчика АСУ ТП.

6.4. На НПС должны предусматриваться:

автоматическая телефонная связь;

радиофикация;

электрочасофикация;

громкоговорящая связь;

местная диспетчерская связь;

пожарная сигнализация;

охранная сигнализация по периметру площадки.

На совмещенных НПС рекомендуется предусматривать промышленное телевидение, которое может быть также использовано для обозрения территории площадки с целью усиления системы охранной сигнализации.

6.5. При проектировании технологической связи магистральных нефтепроводов должна учитываться потребность других предприятий и организаций Миннефтепрома.

6.6. При разработке схемы организации связи должны предусматриваться резервные каналы для перспективного развития в соответствии со схемой развития магистральных нефтепроводов.

6.7. При проектировании систем передачи, поставляемых зарубежными фирмами, одновременно с основными техническими средствами в проектах необходимо предусматривать комплекты запасных частей, измерительной аппаратуры, эксплуатационных материалов и инструмента.

6.8. Виды связи по п.п. 6.1-6.3 обеспечиваются путем строительства кабельной или радиорелейной связи на основании схемы развития магистральных нефтепроводов и по заданию, согласованному органами Минсвязи СССР и Межведомственным Координационным Советом при Минсвязи СССР (МВКС).

6.9. Для обеспечения эксплуатации нефтепровода до сооружения предусмотренных проектом магистральных кабельных или радиорелейных линий связи в проекте должна предусматриваться дополнительно временная связь на базе малоканальных РРЛ, УКВ радиосвязи и других средств.

6.10. При проектировании технологической связи магистральных нефтепроводов, кроме настоящих норм, следует руководствоваться нормативными документами Минсвязи СССР и Миннефтепрома.

7. ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

7.1. Проектирование электрохимической защиты линейной части подземных магистральных нефтепроводов регламентируется ГОСТ 9.015-74 и 25812-83 и СНиП 2.05.06-85.

7.2. При проектировании электрохимической защиты подземных металлических коммуникаций, перекачивающих и наливных станций следует руководствоваться СНиП 2.05.06-85 и ВСН-2-106-78.

7.3. Электрохимическая защита подземных металлических коммуникаций должна осуществляться независимо от коррозионной активности грунта.

7.4. Проект электрохимической защиты подземных металлических коммуникаций от почвенной коррозии и коррозии, вызываемой блуждающими токами, должен разрабатываться на основании результатов взыскания с учетом данных прогнозирования изменения электрических параметров защищаемых сооружений и надежной работы защитных устройств на период не менее 10 лет.

7.5. Катодная поляризация металлических коммуникаций должна осуществляться таким образом, чтобы создаваемые на всей поверхности этих сооружений защитные потенциалы находились в пределах, регламентируемых ГОСТ 9.015-74.

7.6. Проект электрохимической защиты должен предусматривать установку контрольно-измерительных пунктов, обеспечивающих контроль за защищенностью всех подземных металлических коммуникаций на НПС.

7.7. Контроль работы средств электрохимзащиты линейной части нефтепровода должен обеспечиваться средствами телемеханики и периодически эксплутационным персоналом.

7.8. При проектировании электрохимзащиты нефтепровода следует предусматривать мероприятия по снятию вредного влияния катодной поляризации с соседних подземных сооружений.

8. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

8.1. Магистральные нефтепроводы относятся к объектам с безотходным технологическим процессом.

При проектировании магистральных нефтепроводов следует предусматривать мероприятия по охране окружающей среды в соответствии с указаниями, изложенными в настоящих Нормах, а также в СНиП 1.02.01-85 и соответствующих СНиПах, ГОСТах.

8.2. Защита территории, по которым проходят нефтепроводы, от загрязнения осуществляется путем:

обязательного учета фактора наличия плодородных почв при выборе трасс трубопровода и площадок для размещения НПС;

максимального применения высокопрочных труб;

контроля стыковых соединений;

применения соответствующих типов изоляции и антикоррозийной защиты;

рациональной расстановки линейной арматуры и сокращения, при необходимости, расстояния между точками их установки;

применения средств телемеханики и контроля состояния трубопровода;

специальных мероприятий при прокладке нефтепроводов в горных условиях, в районах шахтных разработок и в густонаселенной местности.

8.3. При прохождении трассы нефтепровода на отдельных участках по землям сельскохозяйственного назначения (пашня, луг, сенокос и т.д.) должна предусматриваться техническая рекультивация (снятие и восстановление плодородного слоя) и, в случае требования землепользователей, биологическая рекультивация (внесение удобрений, вспашка и боронование и т.д.).

Защита грунтов от эрозии по трассе нефтепровода должна предусматриваться путем закрепления грунтов посадками трав или кустарника или другими способами.

8.4. Защита рек и водоемов, пересекаемых нефтепроводами, выполняется путем применения труб с повышенной толщиной стенки, соответствующей изоляции и защиты трубопровода от механических повреждений, кроме того, на крупных реках шириной по зеркалу воды в межень более 75 м дополнительной установкой запорной арматуры на обоих берегах и организацией постов наблюдения на судоходных реках.

8.5. На трассе нефтепроводов вблизи крупных рек и водоемов должны быть предусмотрены аварийные сбросные емкости, в которые возможен сброс нефти при авариях нефтепроводов.

8.6. С целью защиты рыбохозяйственных водоемов и сохранения рыбных запасов запрещается прокладка нефтепроводов на участках водоемов, имеющих особую ценность для воспроизводства рыбных запасов (нерестилища, зимовальные ямы и т.д.). Прохождение трассы через водоемы, имеющие народнохозяйственное значение, должно быть согласовано с территориальными органами рыбнадзора.

8.7. В состав утверждаемой проектной документации на строительство магистрального нефтепровода, пересекающего реки и другие водоемы рыбохозяйственного назначения, должен входить раздел "Рыбное хозяйство", разработанный специализированной организацией, включающий рыбоохранные и компенсационные мероприятия.

8.8. Для уменьшения загрязнения водоемов при разработке подводных траншей для укладки трубопроводов (от сбрасывания в воду грунта) следует принимать способы производства работ и механизмы, приводящие к увеличению бытовой мутности не более, чем на 5%.

8.9. Охрана водоемов от загрязнения сточными водами от НПС должна осуществляться с учетом требований действующих нормативных документов, а также путем:

сокращения потребления свежей воды на технологические процессы за счет использования новых видов оборудования, применения оборотной системы водоснабжения, 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;

устройством обвалований из грунтов с содержанием глинистых частиц или устройством глиняных замков, других противодренирующих устройств, когда обвалование сооружается из дренирующих грунтов.

8.10. Защита атмосферного воздуха от загрязнений должна быть обеспечена путем применения на НПС резервуаров с плавающими крышами или понтонами, бесколодезной установкой арматуры. Высота дымовых труб должна обеспечивать выбросы в атмосферу без превышения приземных предельно допустимых концентраций вредных веществ для населенных мест, утвержденных Минздравом СССР.

8.11. Нормы выброса дымовых газов от котельных следует принимать в соответствии со СН 369-74 и СН 245-71.

8.12. Уменьшение концентрации вредных веществ до предельно допустимых в створе смешения должно обеспечиваться путем применения совершенных средств очистки с учетом гидрологической характеристики водоема.

8.13. Сброс в канализацию подтоварных вод из резервуаров для нефти не допускается.

8.14. Нефтесодержащие сточные воды от магистральной насосной разрешается отводить в резервуары для сброса технологических утечек с устройством на сет трубчатого гидрозатвора и грязеуловителя.

8.15. Объем жидких атмосферных осадков с обвалованной территории резервуарного парка Q м³/сутки, следует определять по формуле (1):

                                                                 (1)

где F - площадь обвалованной территории резервуарного парка, м²;

                                                         (2)

Н - годовой слой жидких атмосферных осадков, м.,

Р - период с жидкими атмосферными осадками, суток,

f₁ - суммарная площадь обвалованной территория резервуарного парка (без резервуаров), м²,

f₂ - суммарная площадь горизонтальной проекции резервуаров, м²,

a₁ - коэффициент стока с грунтовых спланированных поверхностей, равный 0,27,

a₂ - коэффициент стока с кровель резервуаров, равный 0,95,

Значение Н и Р принимаются по СНиП 2.01.01-82

8.16. Открытые емкостные сооружения (пруды-отстойники, биологические пруды, пруды-испарители, шлаконакопители, аварийные амбары и др.) должны иметь проволочные ограждения по железобетонным столбам.

Необходимость устройств в открытых емкостных сооружениях противофильтрационных покрытий следует предусматривать на основании гидрогеологических изысканий.

9. НАДЕЖНОСТЬ НЕФТЕПРОВОДА

9.1. Надежность нефтепровода и низовых звеньев характеризуется следующими показателями:

- коэффициентом готовности НПС и трубопровода, равным вероятности (доле времени) работы основного оборудования с номинальными характеристиками;

- коэффициентом готовности эксплуатационного участка - вероятностью (долей времени) поддержания установленной проектно-пропускной способности участка;

- коэффициентом надежности эксплуатационного участка, равным отношению средней пропускной способности участка к установленной проектной;

- коэффициентом готовности нефтепровода по приему нефти и коэффициентом готовности по поставке нефти, равными, соответственно вероятности приема и поставки нефти в номинальном объеме;

- коэффициентами надежности нефтепровода по приему и поставке нефти равными, соответственно отношению среднего объема принимаемой или поставляемой нефти к номинальному.

Коэффициенты готовности определяют долю времени работы объекта с номинальными характеристиками. Коэффициенты надежности характеризуют среднюю располагаемую мощность объекта или звена, вычисленную с учетом возможных отказов оборудования и регулирования режимов с использованием средств резервирования.

9.2 .Указанные в разделах 1, 2, 3, 4 Норм технические решения с учетом выполнения условий на поставку труб и оборудования, требований строительных норм и правил, а также правил технической эксплуатации должны обеспечить надежность отдельных объектов и нефтепровода в целом на уровнях, не менее указанных в таблице 8.

Таблица 8

9.3. Повышение надежности сверх нормативного уровня обеспечивается по требованию заказчика для особо ответственных нефтепроводов, а также нефтепроводов протяженностью 1000 км должно обеспечиваться специальным разделом проекта путем сопоставления  затрат на повышение надежности над уровнем, обеспечиваемым при нормативном объеме мероприятий.

Расчеты надежности должны выполняться в соответствии с "Методическими указаниями по определению производственной мощности магистральных нефтепроводов" (ВНИИОЭНГ, 1985).

9.4. Повышение надежности обеспечиваться:

- изменением категорирования участков, норм контроля сварных стыков, требований к качеству земляных работ, условий испытания и др. по сравнению с установленными строительными нормами и правилами;

- ужесточением требований на поставку труб и оборудования по сравнению с действующими техническими условиями;

- большим уровнем резервирования линейных участков, станционного оборудования, энергоснабжения, увеличением объема резервуарных парков, сокращением протяженности эксплуатационных участков и др. мероприятиями по сравнению с требованиями настоящих Норм;

- дополнительными включаемыми в проект мероприятиями по усилению режимной защиты, систем контроля и наблюдения, оснащения аварийно-восстановительных пунктов и пр.

9.5. Выбор системы проектных мероприятий производится с учетом целей повышения надежности, в качестве которых могут рассматриваться отдельно или в совокупности:

- увеличение коэффициента готовности трубопровода для обеспечения большей устойчивости технологического процесса, большей безопасности и защиты окружающей среды;

- увеличение коэффициента готовности НПС для снижения трудозатрат на обслуживание и сокращения влияния переходных режимов;

- увеличение коэффициента надежности эксплуатационного участка и коэффициента готовности (надежности) нефтепровода для повышения уровня стабильности приема (поставки) нефти.

10. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

10.1. Основной формой организации обслуживания и ремонтных работ на магистральных нефтепроводах является централизованная система технического обслуживания и ремонта (ЦСТОР).

10.2. Централизация ремонтных работ должна быть дифференцирована на уровнях линейной производственной диспетчерской службы (ЛПДС), Районного нефтепроводного управления, Управления магистральными нефтепроводами.

10.3. Для выполнения технического обслуживания и ремонтных работ могут предусматриваться объекты и подразделения ремонтного хозяйства в соответствии с заданием на проектирование, в том числе:

в составе УМН:

центральная база производственного обслуживания (ЦБПО);

центральная база технического обеспечения и комплектации оборудования;

автотранспортное предприятие;

ремонтно-строительное управление;

в составе РНУ:

база производственного обслуживания (БПО);

база технического обеспечения в комплектации оборудования;

цех технологического транспорта и спец.техники;

ремонтно-строительный участок;

в составе ЛПДС:

аварийно-восстановительный пункт.

10.4. Объекты ремонтного хозяйства УМН, как правило, должны располагаться в географическом центре магистральных нефтепроводов УМН; при выборе места расположения объектов должны учитываться действующая и проектируемая сеть автомобильных, железных дорог и др. путей сообщения. Объекты ремонтного хозяйства РНУ, как правило, должны располагаться в месте расположения самого РНУ.

Аварийно-восстановительные пункты располагаются на территории ЛПДС. На площадке АВП размещается также аварийный резерв материалов.

10.5. В составе ЦБПО, БПО могут предусматриваться специальные подразделения по техническому оборудованию и ремонту подводных переходов.

10.6. Производственная мощность объектов ремонтного хозяйства и численность обслуживающего персонала определяются в соответствии с ведомственными нормативами.

11. НОРМЫ РАСХОДА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ.

Нормы расхода электроэнергии.

11.1. Расход электроэнергии по магистральному нефтепроводу определяется по формуле:

                                                       (3)

где ¶_нк - расход электроэнергии на перекачку нефти по магистральному нефтепроводу, включая потери в коммуникациях НПС и подводящих трубопроводах, квт.ч;

¶_сн - расход электроэнергии на собственные нужды на НПС;

¶_сл - расход электроэнергии на собственные нужды сооружения линейной части.

11.2. Расход электроэнергии на перекачку нефти по магистральному нефтепроводу определяется по формуле:

                                               (4)

где

Q - заданная часовая производительность нефтепровода, м³/ч;

Н₁ - потери напора на перекачку нефти по магистральному нефтепроводу, при расчетном диаметре Д_р (п.18.2), м;

Н₂ - потери напора на перекачку нефти по подводящим трубопроводам и в коммуникациях НПС, м;

К=1,03 - коэффициент запаса, учитывающий потери напора на дросселирование потока нефти по нефтепроводу, включая потери при переходных процессах;

h_н - КПД насосов;

h_э - КПД электродвигателей;

r - плотность нефти, т/м³.

11.3. Расход электроэнергии (ориентировочный) на собственные нужды на одну НПС приведен в табл.8, включая потери в трансформаторах.

Таблица 9

11.4. Расход электроэнергии на собственные нужды линейной части нефтепровода, на систему электрохимической защиты трубопровода и кабеля связи от коррозии - питание СКЗ составляет в среднем на 100 километров 15 тыс. кВт. ч в год.

11.5. Для определения расхода электроэнергии на перекачку при выполнении проектной документации на предварительных стадиях в таблице 10 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 0,25 Ст.

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

                                                           (5)

где Q - расчетная производительность нефтепровода, млн.т/год;

F - средняя площадь проходного сечения нефтепровода при расчетном диаметре Д_р (п.18.2), м²,

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

Т - расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода (п. 1.11).

11.7. При определении расхода электроэнергии по табл. 9 с заданными величинами вязкости вводится поправочный К₁ коэффициент, который определяется по формуле:

                                                 (6)

где

n₃ - заданная фактическая вязкость нефти, Ст;

Таблица 10

Удельный расход электроэнергии в кВт. ч на 1000 т. км

11.8. Приведенные в таблице 10 нормы расхода электроэнергии в зависимости от разности отметок конечного и начального пунктов магистрального нефтепровода должны увеличиваться или уменьшаться на величину:

                                                                (7)

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

Н - абсолютная разность отметок, м;

Q - раcчетная производительность нефтепровода, млн. т/год;

L - длина трубопровода, км;

К₂ - коэффициент, величина которого приводится в таблице 11.

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

11.10. В нормах не учтена потребность в электроэнергии для жилых поселков, а также жилых 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.

11.11. 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 строящегося нефтепровода.

Таблица 11

Оптимальное распределение производительности между параллельными нефтепроводами определяется по формуле:

                                                  (8)

где  - производительность системы, состоящей из n-параллельных нефтепроводов, м³/ч;

Q_i - производительность i-го нефтепровода, м³/ч;

h_i - кпд насосов на i-ом нефтепроводе;

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

D_i - диаметр i-го нефтепровода.

Расчетная величина производительности Q_i, полученная по формуле (8), не должна превышать пропускной способности нефтепровода.

Нормы раcхода воды

11.12. Удельную норму расхода свежей воды на производственные нужды на одну НПС следует принимать не более 25 м³/сутки.

11.13. На НПС с аварийно-восстановительным пунктом следует проектировать систему повторного использования воды от мойки автомобилей.

11.14. Нормы расхода воды на хозяйственно-питьевые нужды эксплуатационного персонала НПС следует принимать в соответствии со СНиП II-30-76.

Нормы расхода топлива

11.15. Для котельных на НПС используется газ при наличии близких источников газоснабжения или жидкое топливо, принимаемые по согласованию с Госпланом СССР.

11.16. Удельные расходы условного топлива на 1 Гкал отпущенного тепла для паровых и водогрейных котлов даны в приложении 1.

11.17. Автоматический учет расхода тепла и топлива следует предусматривать для объектов, имеющих годовое энергопотребление более:

тепловой энергии 2000 Гкал

природного газа 350000 м^З

мазута (нефти) 300 т.у.т

11.18. Для прогнозирования потребности нефти и газа на соответственные нужды в таблице 12 даны ориентировочные годовые расходы топлива на котельные блочно-модульных промежуточных насосных станций (БМПНС).

Нормы потерь нефти

11.19. Размер допустимых потерь нефти при транспорте по магистральным нефтепроводам определяется по ведомственному документу Миннефтепрома "Нормы естественной убыли нефти и нефтепродуктов при приеме, отпуске и хранении", утвержденные постановлением Госснаба СССР от 8 июня 1977г № 30.

Таблица 12

Годовые расходы топлива на БМПНС

Примечание: Расходы топлива в таблице 12 даны баз учета нужд (в тепле) жилпоселков.

Использование вторичных энергетических ресурсов

11.20. При проектировании систем отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха зданий и сооружений НПС следует учитывать и использовать вторичные энергетические ресурсы (ВЭР):

тепло, содержащееся в воздухе, удаляемом системами вентиляции;

тепло, отводимое от электродвигателей магистральных насосов при их охлаждении.

11.21. Целесообразность и очередность использования тепла ВЭР, выбор схем и теплоиспользующего оборудования должны быть подтверждены технико-экономическим расчетом.

Теплоносители ВЭР, имеющие более высокую температуру или энтальпию, подлежат использованию, как правило, в первую очередь.

11.22. Тепло воздуха, удаляемого системами вытяжной вентиляции, следует использовать для нагревания наружного воздуха систем вентиляции, воздушного отопления и кондиционирования воздуха только в тех случаях, когда исчерпаны резервы экономии тепла за счет рециркуляции воздуха из помещения.

11.23. Резервирование теплоснабжения при использовании ВЭР следует предусматривать в тех случаях, когда не допускается сокращение тепломощности потребителей в соответствии с СНиП II-33-75, а также при аварии, очистке теплоутилизаторов или остановке технологического оборудования.

12. МЕТАЛЛОВЛОЖЕНИЯ

12.1. Металловложения в линейную часть нефтепровода определяются по табл. 13.

Таблица 13

Примечание: Минимальная и максимальная величина металловложений соответствует минимальному и максимальному значению производительности нефтепровода, приведенной в табл.1.

12.2. При прохождении трассы в горной и густонаселенной местности показатели металловложений корректируются с применением поправочного коэффициента 1,1 на соответствующих участках трассы.

12.3. При прохождении трассы в районах Крайнего Севера, Сибири и Дальнего Востока показатели металловложений корректируются с применением поправочного коэффициента 1,15.

13. ЧИСЛЕННОСТЬ ОСНОВНОГО И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ПЕРСОНАЛА НПС

13.1. Численность обслуживающего персонала устанавливается проектом. Она определяется для обслуживания предусмотренного в составе проектируемого магистрального нефтепровода комплексов сооружений, объектов, структурных подразделений с учетом выполняемого объема работы, степени автоматизации и безопасного производства работ по обслуживанию и ремонту. Численность рассчитывается по действующим общесоюзным и ведомственным нормативам или другим утвержденным в установленном порядке руководящим документам.

При отсутствии нормативов численность персонала принимается на основе аналогов - фактических штатов действующих нефтепроводов, проектов нефтепроводов или расчетов.

13.2. Примерная численность обслуживающего персонала перекачивающих станций нефтепроводов в пределах территории площадки с учетом обеспечения дежурства принимается по табл. 14.

13.3. Численность обслуживающего персонала по технологической связи устанавливается на основании нормативных документов Миннефтепрома и Минсвязи СССР.

13.4. Численность обсуживающего персонала АВП магистрального нефтепровода принимается по табелям технического оснащения РВП Миннефтепрома.

Таблица 14

Примерная численность обслуживающего персонала
перекачивающих станций магистрального нефтепровода

Примечания:

1. На конечных пунктах нефтепровода предусматривается штат товарных операторов в количестве 5 единиц.

2. При расположении на НПС (с емкостью и промежуточной) второй насосной станции принимается дополнительный обслуживающий персонал в количестве 4 единиц, в том числе:

электромонтер по обслуживанию электрооборудования                                  2

слесарь по обслуживанию технологических установок

водоснабжения и канализации                                                                                 2

3. Фонд времени и режим работы персонала магистральных нефтепроводов - трехсменный по 8 часов в смену при непрерывном технологическом процессе производства.

4. При перекачке нефтей с выделением свободного сероводорода численность операторов и машинистов технологических насосов должна увеличиваться соответственно на одну единицу.

5. Численность персонала для технического обслуживания и ремонта полностью автоматизированных, дистанционно-управляемых нефтеперекачивающих станций без постоянного присутствующего персонала должна предусматриваться в составе БПО или ЦБПО (см. раздел 10).

13.5. При размещении НПС на расстоянии более 20 км от населенных пунктов и условиях бездорожья можно предусматривать на них при соответствующем технико-экономическом обосновании строительство вахтового комплекса из расчета обеспечения жилой площадью на 70% численности обслуживающего персонала.

14. НОРМЫ ПОМЕЩЕНИЙ

Нормы размещения и нормы рабочей площади на агрегат.

14.1. Рабочая площадь и объем зданий НПС определяется из условия выполнения всех операций по обслуживанию, ремонту оборудования и технологической обвязки агрегатов и замены установленного оборудования с помощью подъемно-транспортных средств (кранов, талей). Грузоподъемность их должна выбираться в проекте по данным завода-изготовителя насосных агрегатов с учетом выполнения подцентровочных работ и централизованного ремонта агрегатно-узловым методом. Для технического обслуживания и ремонта технологического оборудования наружной установки необходимо, как правило, использовать передвижные грузоподъемные устройства.

14.2. Компоновка технологических установок, агрегатов и др. оборудования, поставляемого промышленностью в исполнении УХЛ4 по ГОСТ 15150-69, должна осуществляться в помещениях, капитальных или сборно-разборных укрытиях или в блок-боксах заводского изготовления.

14.3. Размещение оборудования должно осуществляться с соблюдением требования безопасной эксплуатации и обеспечения условий по нормальному обслуживанию и текущему ремонту оборудования.

14.4. При размещении оборудования в помещениях должны предусматриваться:

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

проходы между агрегатами необходимой ширины. Достаточные для съема и выноса оборудования при ремонте, но не менее 2,0 м;

ремонтные площадки, достаточные для разборки оборудования и его частей при техническом обслуживании и осмотрах без заграмождения рабочих проходов, основных и запасных выходов и т.п.;

центральные или основные проходы должны быть, как правило, прямолинейными и свободными;

минимальные расстояния для проходов устанавливаются между наиболее выступающими частями оборудования с учетом фундаментов, ограждений и т.п. дополнительных устройств.

14.5. При использовании оборудования в исполнении УХЛ1 или УХЛ2 по ГОСТ 15150-69 для работы на открытом воздухе его размещение должно осуществляться по соответствующим строительным нормам с обеспечением необходимых разрывов, с устройством подъездов к ним как для специальных технологических установок.

В макроклиматических районах с холодным климатом рекомендуется при соответствующем обосновании размещать оборудование в кожухах или укрытиях независимо от его климатического исполнения для обеспечения нормальных условий обслуживания и ремонта.

14.6. Нормы рабочей площади на насосную (укрытие) с 4-мя магистральными насосными агрегатами с применением их последовательного соединения и применением стандартных строительных конструкций и унифицированного шага колонн равны:

для производительности насосной до 3600 м³/ч включительно - 430 м² (110 м² на 1 агрегат);

свыше 3600 м³/ч до 12500 м³/ч включительно - 670 м² (170 м² на 1 агрегат).

14.7. Нормы размещения и нормы рабочей площади на электрооборудование и электроустановки НПС определяются по ПУЭ.

Нормы складских помещений

14.8. На площадках НПС должны предусматриваться складские помещения площадью не более 15-20 м² для хранения инвентаря и запасных деталей для осуществления профилактического ремонта.

14.9. Объем аварийного запаса труб должен приниматься 0,3% от общей протяженности заболоченных участков трассы и 0,1% для остальных участков.

Аварийный запас труб должен храниться на территориях НПС, а также вблизи болотистых мест и водных переходов на усадьбах линейных ремонтеров или пунктов обогрева. В случае обслуживания с помощью АВП весь аварийный запас труб должен складироваться на их территории.

14.10. Запас турбинного масла для магистральных насосных агрегатов определяется технологической необходимостью замены масла, находящегося в оборотной системе маслоснабжения, и должен приниматься в соответствии с типовыми проектными решениями унифицированных блочно-модульных насосных станций.

14.11. Необходимость топливо-заправочных пунктов должна определяться в зависимости от места положения НПС и приниматься в соответствии с типовыми проектными решениями унифицированных блочно-модульных насосных станций с учетом действующих типовых или повторно-применяемых проектов.

15. ОХРАНА ТРУДА

15.1. В проекте следует предусматривать мероприятия, обеспечивающие нормальные санитарно-гигиенические условия труда обслуживающего персонала, по СН 433-79,

безопасность обслуживания оборудования, безопасность выполнения ремонтных работ в соответствии с ГОСТами по Общим требованиям безопасности.

Основными средствами для выполнения этих условий являются:

герметизация всех трубопроводов и оборудования технологического процесса транспорта нефти;

отключение оборудования при отклонении от нормальных условий эксплуатации;

широкое внедрение автоматизации и телемеханизации производственных процессов транспорта нефти;

механизация работ;

внедрение централизованного ремонта.

15.2. Метеорологические условия (температура, относительная влажность, скорость движения воздуха) и чистота воздуха в рабочей и обслуживаемой зонах помещений зданий и сооружений НПС должны соответствовать нормативным требованиям СНиП II-33-75* и СН 433-79.

15.3. Допустимые уровни звукового давления и уровни звука на постоянных рабочих местах в производственных помещениях НПС следует принимать в соответствии с ГОСТ 12.1.003-83 и СН 245-71, для жилых и общественных зданий и их территорий - в соответствии со СНиП II-12-77.

15.4. Допустимые величины параметров вибрации на постоянных рабочих местах следует принимать в соответствии со СН 245-71 и РД 39-30-1339-85.

15.5. С целью защиты обслуживающего персонала от источников шума и вибрации при необходимости доведения их параметров до нормативных показателей следует предусматривать специальные конструктивные мероприятия в соответствии со СНиП II-12-77.

15.6. Безопасность обслуживания электрооборудования обеспечивается выполнением требований ПУЭ.

16. УРОВЕНЬ АВТОМАТИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ

16.1. 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.

16.2. 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.

16.3. 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.

16.4. Параметры автоматизации и требования к средствам автоматизации отдельных объектов (насосные, резервуарные парки, узлы учета, вспомогательные системы) должны распределяться по отраслевым нормативным документам.

17. ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ, ВКЛЮЧАЯ КАТЕГОРИИ ПРОИЗВОДСТВ ПО ВЗРЫВНОЙ, ВЗРЫВОПОЖАРНОЙ И ПОЖАРНОЙ ОПАСНОСТИ

17.1. Минимальные расстояния от НПС магистральных трубопроводов до городов и других населенных пунктов, промышленных предприятий и отдельных зданий и сооружений следует принимать согласно СНиП 2.05.06-85.

17.2. При определении противопожарных разрывов категории НПС надлежит принимать в зависимости от емкости резервуарных парков и класса магистрального нефтепровода по СНиП 2.05.06-85.

17.3. Блок-боксы и блок-контейнеры для блок-здания должны быть одноэтажными, не менее II степени огнестойкости, из несгораемых конструкций и материалов в соответствии с требованиями СНиП II-2-80.

17.4. Категории производства по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности для зданий и сооружений насосных станций магистральных нефтепроводов в блочно-комплектном исполнении принимать по табл. 15.

Таблица 15

Категории производств

Примечание:

1. Табл. 15 составлена для производств, в которых применяются легковоспламеняющиеся жидкости (ЛВЖ) с температурой вспышки до 61°С.

2. Для зданий и сооружений НПС и нефтеналивных станций категории производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности следует принимать в соответствии со СНиП II-90-81, ПУЭ и ПИВРЭ.

17.5. Территория площадки нефтеперекачивающей насосной станции по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности с учетом функционального назначения подразделяются на зоны:

I зона - технологические установки нефтепроводов. Общее укрытие насосных агрегатов, узел учета нефти, узел обвязки насосного агрегата, блок откачки утечек нефти, блок-бокс регуляторов давления, блок фильтров-грязеуловителей, блок-бокс маслосистемных агрегатов, наружные технологические установки (в т.ч. 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, мехмастерской, кладовой оборудования, узла связи, подпорных и приточных вентиляторов. Блочные устройства противопожарного назначения (тушения), водоснабжения и пожинвентаря, оборотного водоснабжения и бытовой канализации.

III зона - резервуарные парки.

17.6. Противопожарные разрывы между I и II зоной при строительстве сооружений в комплектно-блочном исполнении следует принимать не менее 9м. В пределах одной из этих зон разрывы не нормируются и принимаются из условий безопасности обслуживания производства, монтажных и ремонтных работ. Разрывы до сооружений питьевого назначения принимаются до границы санитарно-охранной зоны этих сооружений.

17.7. Противопожарные разрывы между сооружениями I зоны и блок-боксами ЗРУ, КТП, РУ (закрытого и открытого исполнения), операторной следует принимать по ПУЭ.

17.8. Противопожарные разрывы от населенных пунктов, промышленных предприятий, зданий и сооружений до сооружений III зоны принимать по СНиП 2.05.06-85, а разрывы внутри III зоны по СНиП II-106-79.

17.9. Расстояние от пожарных резервуаров (места забора воды) до блочных устройств I зоны должны быть не менее 18 м.

17.10. Расстояние от канализационных сооружений производственных стоков до I и II зоны принимаются в соответствии с СН 433-79.

17.11. Расстояния от взрывоопасных помещений и взрывоопасных наружных установок до открытых распределительных устройств и трансформаторных подстанций принимается в соответствии с ПУЭ.

17.12. Расстояние между дизельными электростанциями, гаражом и блочными устройствами с производствами категорий А и Б принимается 15 м со стороны стены с проемами.

17.13. Расстояние от закрытых блочных устройств с производствами категории Г и Д (блок-боксы котельной, дизельной электростанции) до резервуаров собственного расхода объемом от 5 до 100м³ принимается 20м.

17.14. При решении генеральных планов перекачивающих насосных станций здания и сооружения I зоны следует располагать ниже по рельефу по отношению к зданиям и сооружениям других зон.

17.15. Внутри обвалования группы резервуаров допускается прокладка инженерных коммуникаций, 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.

17.16. Прокладка канализационной сети внутри обвалования группы резервуаров должна быть подземной. На этой сети устанавливаются колодцы-дождеприемники с арматурой, смотровые и с гидравлическим затвором. В смотровых колодцах вместо лотковой части должны применяться тройники-ревизии. Устройство лотковой канализации не допускается.

17.17. Внутриплощадочные дороги на НПС следует принимать с обочинами, приподнятыми над планировочной поверхностью прилагающей территории не менее 0,3 м, согласно СНиП II-Д.5-72 и СНиП II-106-79.

17.18. Автоматические установки пенного пожаротушения должны предусматриваться:

во всех закрытых помещениях площадью более 36м² с категорией производства А (с основным технологическим оборудованием), кроме помещений, размещаемых вне территории НПС;

в других зданиях и помещениях, а также на вертикальных стальных резервуарах, в соответствии с СНиП II-106-79.

17.19. Автоматизация пенного пожаротушения должна включать:

автоматическое и дистанционное включение насосов подачи раствора пенообразователя;

автоматизацию залива пожарных насосов;

автоматическое регулирование количества пенообразователя или раствора пенообразователя;

сигнализацию минимального давления в напорной сети раствора пенообразователя;

автоматическое и дистанционное открытие запорных устройств в системе пожаротушения или подачи раствора пенообразователя к защищаемому объекту;

автоматическую сигнализацию о возникновении пожара;

автоматизированную защиту магистральной насосной;

дистанционный контроль уровней и температуры воды в резервуарах противопожарного запаса воды и раствора пенообразователя.

17.20. Селективная сигнализация пожара, дистанционное управление средствами автоматического пожаротушения должна предусматриваться в МДП (или в операторной) с дублированием сигнализации о пожаре и срабатывании системы автоматического пожаротушения в пожарном посту (при наличии в нем дежурного персонала).

17.21. Пуск стационарной установки должен осуществляться:

автоматически, от датчиков;

дистанционно, от пусковых кнопок из операторной или диспетчерской или от кнопок на территории;

по месту, от пусковых устройств установки.

17.22. Должна быть предусмотрена сигнализация на щит управления:

о возникновении пожара;

о срабатывании противопожарной установки.

17.23. Инерционность системы автоматического пенного пожаротушения должна быть не более 5 минут.

17.24. Расчетный противопожарный запас воды следует принимать как сумму наибольших расходов на пенное и водяное тушение за расчетное время.

17.25. При надземной прокладке сухие трубопроводы раствора пенообразователя и пожарного водопровода должны прокладываться в теплоизоляции из несгораемых материалов. Допустимая протяженность сети и тип изоляции определяется теплотехническим расчетом.

17.26. Электроприводные задвижки, устанавливаемые на подводных 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 и закрываться автоматически, дистанционно и по месту вручную.

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

17.27. В водопроводных насосных станциях с двигателями внутреннего сгорания допускается размещать расходные емкости с дизельным топливом вместимостью до 1м³. При этом расходная емкость должна быть соединена аварийным трубопроводом с аварийной емкостью в соответствии со СНиП II-106-79. От соседних помещений насосная станция должна быть отделена несгораемой перегородкой с пределом огнестойкости не менее 0,75 часа.

17.28. На нефтеперекачивающих станциях в блочно-комплектном наполнении с резервуарными парками емкостью от 100 до 500 тыс. м³ при наличии установок автоматического пенного тушения должен предусматриваться пожарный пост на один автомобиль с боксом для резервного автомобиля и помещением для дежурных водителей. Вспомогательные помещения пожпоста (комната приема пищи, аккумуляторная, помещение для сушки рукавов, мехмастерская и другие) допускается располагать в других зданиях в сооружениях.

17.29. Оснащение производственных объектов магистральных нефтепроводов первичными средствами пожаротушения следует принимать по нормам, приведенным в "Правилах пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов".

Обеспечение пожарных подразделений противопожарным оборудованием и инвентарем определяется согласно нормам и табельной положенности ведомственной пожарной охраны.

17.30. В блочных закрытых устройствах производства категории А объемом до 200м³ взрывные проемы допускается не предусматривать.

17.31. В помещении насосов перекачки нефти, оборудованном автоматической установкой пожаротушения, внутренний противопожарный водопровод не должен предусматриваться.

17.32. В помещении пожарной насосной на напорном трубопроводе пенного или водяного пожаротушения следует предусматривать соединительные головки (краны) для присоединения пожарных рукавов с расходом 2´2,5 л/с.

17.33. Пожаротушение наливных эстакад следует проектировать в соответствии с требованиями СНиП II-106-79.

18. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ И РЕЖИМЫ РАБОТЫ НЕФТЕПРОВОДА

18.1. Гидравлическими расчетами определяются рабочее давление на перекачивающей станции с учетом гидравлических потерь, разности геодезических отметок, а также характеристики насосных агрегатов.

Гидравлические расчеты производятся, исходя из пропускной способности нефтепровода, расчетных, физических характеристик перекачиваемой жидкости и расчетного диаметра.

18.2. Расчетный диаметр Д_р нефтепровода определяется по формуле

Д_р = К_до × Д,                                                              (9)

где Д - номинальный внутренний диаметр труб, принимаемый по наименьшей толщине стенки, мм,

К_до - коэффициент (табл.16), учитывающий запарафинивание сечения между моментами пропуска очистных устройств при условиях оптимальной периодичности очистки, а также телескопичность раскладки труб.

Таблица 16

18.3. При перекачке разносортных нефтей в расчетах принимается максимальное значение вязкости перекачиваемой нефти.

В расчетах гидравлических потерь коэффициент гидравлического сопротивления должен определяться в зависимости от числа Рейнольдса (Re):

при числах Re менее 2000 по формуле:

                                                             (10)

при числе Rе от 2000 до 2800 по формуле:

l = (0,16 Re - 13) × 10^-4,                                              (11)

при числах Rе от 2800 до Rе₁ по формуле:

                                                          (12)

при числах Rе от Rе₁ до Rе₂ по формуле:

                                                      (13)

Предельные значения Rе₁, Rе₂ и значение В приведены в таблице 17.

Таблица 17

В таблице приведены данные при следующих величинах шероховатости труб:

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

При числах Re, больших указанных в таблице 17, (в квадратичной зоне) значение коэффициента гидравлического сопротивления остается постоянным.

18.4. При расчетах приемных нефтепроводов должна производиться проверка неразрывности струи с учетом упругости паров при максимальной температуре перекачиваемой жидкости.

Расчет производится по ведомственным руководящим документам.

18.5. Объем смеси, образующейся в трубопроводе при последовательной перекачке нефтей, определяется расчетом.

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

18.7. Режим последовательной перекачки следует предусматривать при обязательном отключении резервных ниток трубопровода. На трубопроводах, предназначенных для последовательной перекачки нефтей, сооружение лупингов не допускается.

Приложение 1

Удельные расходы топлива для паровых и водогрейных котлоагрегатов при сжигании жидкого топлива и газа

Приложение 2
Справочное

Основные определения

ПРИЛОЖЕНИЕ 3
Справочное

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ

АВР - аварийно-восстановительный пункт

БМПНС - блочно-модульная промежуточная насосная станция

БПО - база производственного обслуживания

ВЭР - вторичные энергетические ресурсы

ДПЭ - диспетчерский пункт предприятия электросетей

ДЭС - дизельная электростанция

ЛВЖ - легковоспламеняющаяся жидкость

ЛПДС - линейная производственно-диспетчерская служба

МДП - местный диспетчерский пункт

НПС - нефтеперекачивающая станция

ОПУ - отдельностоящий пункт управления подстанции

РДП - районный диспетчерский пункт для автоматизированной системы управления технологическими процессами

РНУ - районное нефтепроводное управление

СКЗ - станция катодной защиты

ССВД - система сглаживания волн давления

ТПУ - трубопоршневая установка для проверки счетчиков

УМН - Управление магистральными нефтепроводами

ЦБПО - центральная база производственного обслуживания

ЦДП - центральный диспетчерский пункт

Приложение 4
Справочное

ПЕРЕЧЕНЬ материалов, на которые даны ссылки в ВНТП2-66

1. СНиП II-01.01-82. Строительная климатология и геофизика.

2. СНиП II-2-80. Противопожарные нормы проектирования зданий и сооружений.

3. СНиП II-12-77. Защита от шума. Нормы проектирования.

4. СНиП II-30-76. Внутренний водопровод и канализация зданий.

5. СНиП II-Д.5-72. Автомобильные дороги. Нормы проектирования.

6. СНиП II-33-75* .Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха.

7. СНиП 2.05.06-85. Строительные нормы и правила. Магистральные трубопроводы.

8. СНиП II-106-79. Строительные нормы и правила. Нормы проектирования. Склады нефти и нефтепродуктов.

9. СНиП III-42-80. Строительные нормы и правила. Правила производства и приемки работ. Магистральные трубопроводы.

10. СНиП 1.02.01.85. Строительные нормы и правила. Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений.

11. СНиП II-90-81. Производственные здания промышленных предприятий.

12. СН 527-80. Инструкция по проектированию технологических стальных трубопроводов на Ру до 10 МПа.

13. СН 174-75. Инструкция по проектированию электроснабжения промышленных предприятий.

14. СН 305-77. Инструкция по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений.

15. СН 245-71. Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий.

16. СН 369-74. Указания по расчету рассеивания в атмосфере вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий.

17. СН 433-79. Инструкция по строительному проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности.

18. ГОСТ 9.015-74*. Единая система защиты от коррозии и старения. Подземные сооружения. Общие технические требования.

19. ГОСТ 12.1.033-83. ССБТ. Шум. Общие требования безопасности.

20. ГОСТ 12.1.005-76 ССБТ. Воздух рабочей зоны. Общие санитарно-гигиенические требования.

21. ГОСТ 10032-80. Дизель-генераторы стационарные, передвижные, судовые вспомогательные. Технические требования к автоматизации.

22. ГОСТ 12124-80. Насосы центробежные нефтяные для магистральных трубопроводов. Общие технические условия.

23. ГОСТ 15150-69. Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды.

24. ГОСТ 25812-83. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.

25. ПУЭ-85. Правила устройства электроустановок.

26. ВСН 2-106-78. Инструкция по проектированию и расчету электрохимической защиты магистральных трубопроводов и промышленных объектов.

27. ОРММ-2 АСУ ТП. Общеотраслевые руководящие методические материалы по созданию и применению автоматизированных систем управления технологическими процессами в отраслях промышленности. ГКНТ.1981.

28. РД39-30-1339-85. Руководящий документ Миннефтепрома. Агрегаты электронасосные, центробежные нефтяные магистральные. Нормы вибрации (эксплуатационные).

29. Инструкция по разработке, согласованию технической документации на строительство предприятий, сооружений, других объектов и проведении различных работ на рыбохозяйственных водоемах и осуществления контроля за выполнением компенсационных мероприятий (утверждена приказом Минрыбхоза СССР 26.02.81г. № 106).

30. РД-39-30-577-81. Руководящий документ Миннефтепрома "Методика теплового и гидравлического расчета трубопроводов при стационарной перекачке ньютоновских нефтей с учетом тепла трения".

СОДЕРЖАНИЕ