Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов

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.

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.