Страница 4: ВНТП 2-86. . Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов (40659)

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