Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов

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

Наименование здания, сооружения, помещения, в котором устанавливается электроприемник

Назначение и наименование электроприемника

Режим работы и длительность включения

Здания и сооружения НПС

1. Магистральная насосная

Аварийное электроосвещение и вытяжные вентиляторы

Длительный

2. Подпорная насосная

Приточный и вытяжной вентиляторы, аварийное освещение

-"-

3. Узел регулирования

Вентиляторы, система автоматического регулирования давления

-"-

4. Узлы задвижек

Секущие задвижки

Кратковременный

5. Система сглаживания волн давления

Секущие задвижки, вентиляторы

-"-

6. Узел учета нефти

Задвижки, вторичные приборы

-"-

7. Система приточно-вытяжной вентиляции помещений с взрывоопасными зонами В-1а

Приточные и подпорные вентиляторы, система автоматического контроля

Длительный

8. Высоковольтное распределительное устройство

Аварийное освещение

-"-

Электроотопление шкафов КРУ

-"-

Привод вводного выключателя

Ручное включение после восстановления напряжения на питающих линиях

9. Дизельная электростанция

Собственные нужды ДЭС

Длительный

10. Сооружения производственной канализации

Погружные насосы откачки нефтесодержащих стоков

-"-

11. Насосная пенотушения и водотушения, пенопроводы

Пожарный насос-дозатор, аварийное освещение, аппаратура автоматики, вентили

-"-

Задвижки пенотушения

Кратковременный

12. Пождепо

Аппаратура автоматики

Длительный

13. Котельная, топливное хозяйство

Электроприемники, необходимые для работы одного котла

-"-

Аварийное освещение

-"-

14. Операторная, местный диспетчерский пункт

Аппаратура автоматики, телемеханики и аварийное освещение

-"-

15. Узел связи

Аппаратура связи и аварийное освещение

Длительный

16. Станция радиорелейной связи, многоканальная

Радиоаппаратура

-"-

17. Резервуарный парк

Две или одна задвижки пенотушения в зависимости от вместимости резервуара

Кратковременный

Задвижки аварийной и противопожарной защиты

-"-

18. Заглубленное подвальное помещение II-й категории

Аварийное освещение, вентиляция

Длительный

19. Узел приема, пуска (пропуска) скребка

Задвижки на входе и выходе станции (4шт.)

Кратковременный

20. Районный диспетчерский пункт

Аппаратура автоматики, вычислительная техника, аппаратура телемеханики

Длительный

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.