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 Др нефтепровода определяется по формуле

Др = Кдо ?? Д,(9)

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

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

Таблица 16

Диаметр нефтепровода, мм

Кдо

До 820

0,98

1020

0,985

1220

0,99

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:

?? = (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

Наружный диметр, мм

Rе1??10-3

Rе2??10-3

В??10-4

219

13

1000

157

273

16

1200

151

325

18

1600

147

377

28

1800

143

426

56

2500

134

530

73

3200

130

630

90

3900

126

720

100

4500

124

820

110

5000

123

920

115

5500

122

1020

120

6000

121

1220

125

6800

120

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

Тип котла

Теплопроизводительность (паропроизводительность)

Гкал/ч

(т/ч)

Нормативные удельные расходы топлива с учетом внутрикотельных потерь тепла, собственных нужд и эксплуатационных условий, кг.у.т./Гкал

Газообразное топливо

Жидкое топливо

1. Паровые котлы

ДЕ-25/14

17(26)

167

173

ДЕ-4/13

2,7(4)

172

178

ПКН-1С,2С

0,7(1)

183

191

ТМЗ-1/8

0,7(1)

193

-

Е-1/9

0,7(1)

178

188

ВГД-28/8

0,5(0,8)

193

-

Прочие

0,4/0,6/

193

198

2. Водогрейные котлы

ПТВМ-100

100

165

170

ПТВМ-50

50

165

170

КВ-ГМ-50

50

165

170

ПТВМ-30М

40

165

170

ТВ-ГМ-30

30

169

174

ТВ-ГМ-10

10

169

174

ВВД-1,8

1,8

178

183

НР-18

1,8

183

188

НР-18

0,6

183

188

ПКН-1С,2С

0,6

183

188

НИИСТУ-5

0,6

183

188

ТМЗ-1/8

0,6

188

193

Энергия

0,5

177

184

Универсал

0,5

177

184

ВГД-28

0,5

188

-

Прочие

0,5

191

201