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,
??1 - коэффициент стока с грунтовых спланированных поверхностей, равный 0,27,
??2 - 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
Показатели |
Эксплуатационный участок протяженностью 400-500 км |
Нефтепровод протяженностью 800-1000 км |
|||
|
трубопровод |
НПС |
Участок в целом |
Прием нефти |
Поставка нефти |
Коэффициент готовности |
0,995 |
0,99 |
0,96 |
0,99 |
0,96 |
Коэффициент надежности |
- |
- |
0,98 |
0,99 |
0,98 |
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.