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.