Бесплатная библиотека стандартов и нормативов www.docload.ru

Все документы, размещенные на этом сайте, не являются их официальным изданием и предназначены исключительно для ознакомительных целей.
Электронные копии этих документов могут распространяться без всяких ограничений. Вы можете размещать информацию с этого сайта на любом другом сайте.
Это некоммерческий сайт и здесь не продаются документы. Вы можете скачать их абсолютно бесплатно!
Содержимое сайта не нарушает чьих-либо авторских прав! Человек имеет право на информацию!

 


ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РСФСР ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ НЕФТЕПРОДУКТАМИ
ГОСКОМНЕФТЕПРОДУКТ РСФСР

НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
РАЗВЕТВЛЕННЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

ВНТП-3-90

Утвержден приказом

Госкомнефтепродукта РСФСР

2 ноября 1989 г.

№ 172

Согласовано

с Госстроем СССР

23 октября 1989 г.

№ МЧ-2980-11/2

Москва 1991

НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗВЕТВЛЕННЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ разработаны институтом ГипроНИИнефтетранс Госкомнефтепродукта РСФСР, Отраслевой лабораторией нефтегазовой гидродинамики МИНГ им. Губкина под руководством В. А. Гончарова

ОТВЕТСТВЕННЫЕ ИСПОЛНИТЕЛИ:

М. И. Фалалеева, Е. И. Гололобова, В. П. Бутенко, Н. А. Царегородцев, Б. А. Забулонов, В. С. Митюшов, А. В. Щербин, В. М Пластун, д. т. н., профессор М. В. Лурье

ПОДГОТОВЛЕН К УТВЕРЖДЕНИЮ: Главным управлением нефтепродуктопроводов Госкомнефтепродукта РСФСР.

С введением в действие норм технологического проектирования разветвленных нефтепродуктопроводов ВНТП-3-90 утрачивают силу нормы технологического проектирования и технико-экономические показатели магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ВСН-17-77 в части проектирования нефтепродуктопроводов.

СОГЛАСОВАНО: Главным управлением нефтепродуктопроводов ГКНП РСФСР, Минмелиоводхозом СССР, Госгортехнадзором СССР, Главным управлением пожарной охраны МВД СССР, Гипротрубопроводом Миннефтепрома СССР.

АННОТАЦИЯ

Нормы технологического проектирования разветвленных нефтепродуктопроводов ВНТП-3-90 разработаны с учетом современных достижений науки и техники, отечественного и зарубежного опыта в области технологии последовательной перекачки светлых нефтепродуктов по разветвленным нефтепродуктопроводам.

В нормах применены прогрессивные показатели и требования, направленные на:

- обеспечение высокого уровня надежности трубопроводной системы;

- сокращение металловложений, расхода электроэнергии, теплоэнергии, воды, потерь нефтепродуктов;

- защиту сооружений от подземной коррозии;

- создание комплексной автоматизации и телемеханизации;

- обеспечение противопожарной безопасности, охраны окружающей среды, охраны труда и техники безопасности.

Государственный комитет РСФСР по обеспечению нефтепродуктами (Госкомнефтепродукт РСФСР)

Нормы технологического проектирования разветвленных нефтепродуктопроводов

ВНТП-3-90

Госкомнефтепродукт РСФСР

Взамен ВСН-17-77

ВВОДНАЯ ЧАСТЬ

Нормы содержат требования, обязательные при проектировании новых, реконструкции и техническом перевооружении действующих разветвленных нефтепродуктопроводов, и должны соблюдаться всеми организациями и предприятиями, участвующими в проектировании, строительстве и эксплуатации нефтепродуктопроводов.

Разрабатывать проекты разветвленных нефтепродуктопроводов могут проектные институты, имеющие специальное разрешение.

Нормы распространяются на проектирование перекачивающих станций, наливных пунктов и линейной части нефтепродуктопроводов, предназначенных для транспортирования нефтепродуктов, имеющих давление насыщенных паров не выше 93,1 кПа (700 мм рт. ст.) (бензины, дизельное топливо, керосины, печное топливо, топливо для реактивных двигателей) и имеют целью разработку проектных решений, обеспечивающих экономичность строительства и эксплуатации, малоотходную технологию последовательных перекачек, повышенную надежность и безопасность, а также охрану окружающей среды.

Нормы не распространяются на проектирование трубопроводов специальной конструкции (полевые), прокладываемых в морских акваториях, в районах с сейсмичностью свыше 8 баллов для подземных и свыше 6 баллов для наземных трубопроводов и прокладываемых в зонах вечномерзлых грунтов, а также для транспорта нефтепродуктов с подогревом.

Внесены Государственным институтом по проектированию объектов транспорта и хранения нефтепродуктов ГипроНИИнефтетранс

Утверждены приказом Госкомнефтепродукта РСФСР
от 2 ноября 1989 г. № 172

Срок введения в действие
1 января 1990 г.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. К разветвленным нефтепродуктопроводам (РНПП), именуемым в дальнейшем «нефтепродуктопроводы», относятся трубопроводные транспортные системы, состоящие из перекачивающих станций, наливных пунктов и линейных сооружений, включающих магистраль, распределительные трубопроводы и отводы, предназначенные для обеспечения перекачки и отгрузки нефтепродуктов по потребителям.

Примечание. Терминология сооружений, входящих в состав разветвленного нефтепродуктопровода, приведена в приложении 7.

1.2. Проектирование нефтепродуктопроводов должно выполняться в полном соответствии с действующими государственными стандартами, строительными нормами, отраслевыми руководящими документами, правилами эксплуатации, охраны труда, техники безопасности, пожарной безопасности и требованиями по охране окружающей среды.

1.3. Проектирование нефтепродуктопроводов должно выполняться с максимальным внедрением достижений науки, новой техники и технологии, механизации, автоматизации и телемеханизации объектов с обеспечением вывода информации в АСУ ТП, передового отечественного и зарубежного опыта, изобретательства и рационализации, обеспечивающих повышение эффективности капитальных вложений, надежность и долговечность объектов, экономию материальных ресурсов, рациональное использование земель и охрану окружающей среды, экономичность и безопасность эксплуатации.

1.4. Нормы учитывают применение известных в настоящее время проектных решений, прогрессивных типовых проектов отдельных объектов и технологических узлов, а также освоенных типов оборудования и материалов. В проектах необходимо предусматривать наибольшую технически возможную блокировку зданий, сооружений и максимальное использование их площадей и объемов, а также применение блочно-комплектных конструкции.

1.5. При разработке схем развития и размещения объектов трубопроводного транспорта, технико-экономических расчетов, рабочих проектов предусматривать комплексное решение проблемы охраны окружающей среды, рационального использования природных ресурсов, обратив особое внимание на внедрение безотходных и малоотходных технологических процессов.

1.6. При разработке предпроектных материалов и проектов на строительство нефтепродуктопроводов предусматривать технические решения и мероприятия, обеспечивающие предотвращение загрязнения окружающей среды, а также предупреждение аварийных ситуаций и ликвидацию последствий их воздействия на окружающую среду.

1.7. Отступления от настоящих норм допускаются, если они:

- обусловливают возможность получения нового, более совершенного проектного решения, дающего более высокие технико-экономические показатели и при равных или лучших условиях надежности сооружения;

- вызваны особыми условиями, как например, реконструкция сооружения или техническое его перевооружение, использование наличного оборудования и т. д., не позволяющими выполнить проект в полном соответствии с настоящими нормами, при соблюдении действующих правил техники безопасности, пожарной безопасности и требований по защите окружающей среды.

Во всех случаях отступления от норм должны приводиться соответствующие обоснования, подлежащие утверждению совместно с проектом.

1.8 Проектирование нефтепродуктопроводов должно выполняться с использованием САПР на основании утвержденной генеральной схемы развития и размещения трубопроводного транспорта, технико-экономических обоснований (ТЭО) для крупных и сложных предприятий и сооружений или технико-экономических расчетов (ТЭР), а также задания на проектирование, согласованного и утвержденного в установленном порядке.

1.9. Для повышения эффективности строительства нефтепродуктопроводов следует использовать накопившийся опыт эксплуатации и организационно-технических решений в области проектирования и строительства автоматизированных открытых блочно-комплектных перекачивающих станций.

1.10. Перечень нормативных документов, используемых при проектировании нефтепродуктопроводов, см. приложение 8.

2. ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДА

2.1. К основным параметрам нефтепродуктопровода относятся:

проектная пропускная способность - млн. т/г;

часовая подача - м3/ч;

диаметр и протяженность труб - мм, км;

рабочее давление на выходе перекачивающих станций - МПа;

количество насосных станций - шт;

количество отводов - шт.

2.2. Проектная пропускная способность принимается на основании задания на проектирование нефтепродуктопровода, составленного в соответствии с перспективной схемой развития нефтепродуктопроводного транспорта. Она определяет планируемую массу перекачиваемого нефтепродукта в указанном направлении при заданном количественном соотношении разных групп нефтепродуктов.

2.3. Задание на проектирование кроме общих положений должно содержать:

- наименование начальных и конечных пунктов нефтепродуктопровода;

- проектную пропускную способность при полном развитии нефтепродуктопровода с указанием роста загрузки по очередям строительства;

- перечень групп и марок нефтепродуктов, подлежащих последовательной перекачке, с указанием количества каждой группы и марки;

- перечень пунктов попутного отбора массы нефтепродуктов по группам и маркам с указанием годового и максимального месячного количества по очередям строительства, пусковым комплексам и на перспективу;

- условия поставки нефтепродуктов на головную перекачивающую станцию;

- основные требования к автоматизации и телемеханизации;

- рекомендации по организации управления нефтепродуктопроводом, в том числе необходимость разработки АСУ ТП.

Примечание. Классификация нефтепродуктов по типам, группам, подгруппам, маркам, видам и сортам приводится в приложении 7.

2.4. Физико-химические свойства нефтепродуктов, определяющие их качество (плотность, октановое, цетановое числа, температура конца кипения, упругость паров, температура вспышки) должны приниматься по данным заказчика или в соответствии с ГОСТ на нефтепродукты.

2.5. Проектная пропускная способность перекачки должна обеспечиваться строительством магистральной части нефтепродуктопровода в однотрубном исполнении с учетом планируемого роста подачи нефтепродукта по очередям строительства за счет увеличения числа станций, подключения отводов, а также других технических мероприятий.

2.6. При предварительном выборе параметров нефтепродуктопровода следует руководствоваться данными, приведенными в таблице 1.

Таблица 1

Наружный диаметр

трубопровода, мм

Скорость перекачки,

м/с

Рабочее давление,

МПа

Пропускная способность, млн. т/г

159

0,7...1,4

9,3...9,8

0,3...0,6

219

0,8...1,3

8,8...9,8

0,6...1,0

273

0,8...1,3

7,4...8,3

1,0...1,7

325

0,9...1,4

6,6...7,4

1,7...2,5

377

1,0...1,4

5,4...6,4

2,5...3,5

426

1,1...1,5

5,4...6,4

3,5...5,0

530

1,1...1,7

5,4...6,4

5,0...8,5

2.7 Оптимальный диаметр труб нефтепродуктопровода должен определяться технико-экономическим расчетом из числа выпускаемых и намеченных к производству труб промышленностью путем выбора варианта с наименьшими приведенными затратами. Толщина стенки при этом определяется расчетно, исходя из прочностных свойств металла труб.

3. ФОНДЫ ВРЕМЕНИ И РЕЖИМ РАБОТЫ

3.1. Режим работы нефтепродуктопровода непрерывный, круглосуточный, в течение 350 суток (8400 часов) в год.

Расчетное число рабочих суток принято с учетом затрат времени на техническое обслуживание, капитальный ремонт и ликвидацию повреждений.

3.2 Расчетная пропускная способность проектируемого нефтепродуктопровода определяется путем умножения проектной пропускной способности на коэффициент перераспределения Кп, учитывающий возможность изменения количественного соотношения разных групп нефтепродуктов в процессе эксплуатации. Значения коэффициента Кп принимаются по таблице 2.

3.3. Пропускная способность действующего нефтепродуктопровода определяется гидравлическим расчетом по фактическим его параметрам с учетом ограничения по максимально допустимому давлению, минимальной скорости потока и мощности электропривода магистральных насосов.

3.4. В период до вывода нефтепродуктопровода или отдельных его участков на проектную пропускную способность, а также при проектировании распределительных трубопроводов допускается принимать режим работы с остановками, при условии заполнения на период остановки одной группой нефтепродукта всего нефтепродуктопровода или части его в зависимости от профиля трассы.

Таблица 2

Нефтепродуктопровод

Коэффициент перераспределения (Кп)

Магистральная часть

1,05

Распределительные трубопроводы

1,07

Однотрубные отводы

1,35

3.5. Расчетная часовая подача нефтепродукта, равная расчетной пропускной способности нефтепродуктопровода, деленной на число часов его работы, должна быть обеспечена при средней температуре грунта на уровне оси трубопровода за наиболее холодный месяц.

3.6. Продолжительность включения отводов для отбора заданной массы нефтепродукта определяется исходя из продолжительности прохождения партии каждой группы нефтепродукта за цикл последовательной перекачки мимо узла присоединения данного отвода с учетом оптимального технологического режима работы участка между станциями.

4. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНАЯ ПЕРЕКАЧКА

4.1. Перекачка нескольких групп, подгрупп или марок нефтепродукта в одном направлении должна предусматриваться последовательно по одному трубопроводу с соблюдением требований по сохранению качества нефтепродуктов.

4.2. При недостаточном запасе показателя качества по основным физико-химическим свойствам нефтепродуктов, при которых не может быть осуществлен принцип малоотходной технологии последовательных перекачек, оптимальное число циклов последовательной перекачки должно определяться на основании технико-экономических расчетов.

4.3. Взаимно допустимые концентрации одного нефтепродукта в другом определяются по основным физико-химическим свойствам нефтепродукта и их запаса показателя качества.

Для ориентировочных расчетов рекомендуется пользоваться данными таблиц 3, 4.

Таблица 3

Предельно допустимые концентрации дизельного топлива в автобензине (Кдт) в зависимости от запаса показателя качества исходного автобензина по температуре конца кипения (t б)

Запас показателя качества, °С

t б °С летний вид

/t б/ = 195°С

Кдт,

%

t б °С зимний вид

/t б/ = 185 °C

Кдт,

%

1

2

3

4

5

1

194

0,06

184

0,06

2

193

0,12

183

0,11

3

192

0,18

182

0,17

4

191

0,24

181

0,22

5

190

0,30

180

0,27

6

189

0,36

179

0,32

7

188

0,42

178

0,37

8

187

0,48

177

0,42

9

186

0,54

176

0,47

10

185

0,60

175

0,52

Таблица 4

Предельно допустимые концентрации автобензина в дизельном топливе (Кб) в зависимости от запаса показателя качества исходного дизельного топлива по температуре вспышки (t дт)

Запас показателя качества, °С

Дизтопливо Л-40

Дизтопливо Л-62

Дизтопливо З-35

t дт

Кб %

t дт

Кб %

t дт

Кб %

1

2

3

4

5

6

7

1

41

0,12

62

0,04

36

0,12

2

42

0,23

63

0,08

37

0,23

3

43

0,34

64

0,13

38

0,34

4

44

0,45

65

0,18

39

0,44

5

45

0,55

66

0,24

40

0,54

6

46

0,64

67

0,30

41

0,63

7

47

0,73

68

0,35

42

0,72

8

48

0,82

69

0,40

43

0,81

9

49

0,91

70

0,45

44

0,89

10

50

0,99

71

0,50

46

0,97

4.4. Партии нефтепродуктов в цикле последовательной перекачки, состав и свойства которых регламентированы государственным стандартом, определяющим их качество, должны формироваться в следующем порядке:

дизельное топливо летнее с температурой вспышки 40 °С;

дизельное топливо летнее с температурой вспышки 61 °С;

дизельное топливо экспортное по ТУ;

дизельное топливо летнее с температурой вспышки 61 °С;

дизельное топливо летнее с температурой вспышки 40 °С;

дизельное топливо зимнее;

топливо для реактивных двигателей;

дизельное топливо зимнее;

дизельное топливо летнее с температурой вспышки 40 °С;

керосин или топливо печное, бытовое;

дизельное топливо летнее с температурой вспышки 40 °С;

автомобильный бензин А-72 неэтилированный;

автомобильный бензин А-72 этилированный;

автомобильный бензин А-76 этилированный;

автомобильный бензин Аи-93 этилированный;

автомобильный бензин А-76 этилированный;

автомобильный бензин А-72 этилированный;

автомобильный бензин А-72 неэтилированный.

Далее цикл повторяется.

4.5. В зоне контакта бензин - дизтопливо нефтепродукты должны иметь запас показателя качества:

- по температуре конца кипения бензина не менее 5 °С;

- по температуре вспышки дизельного топлива не менее 5 °С.

4.6. Наименьшие размеры партий нефтепродуктов, закачиваемых с головных перекачивающих станций в нефтепродуктопровод, должны определяться с учетом плановой отгрузки нефтепродуктов, а также обеспечения на конечных пунктах полного исправления образующихся смесей за счет запаса показателя качества и объема партии. В случае невозможности раскладки нетоварной смеси по кондиционным нефтепродуктам, должны быть предусмотрены технические средства для отгрузки ее на нефтеперерабатывающие заводы.

Методика определения максимальной цикличности перекачки приводится в разделе 19.

4.7. Последовательная перекачка нефтепродуктов должна производиться с применением прогрессивных типов разделителей.

Для пуска и приема разделителей и очистных устройств нефтепродуктопроводы должны быть оборудованы соответствующими устройствами, а также аппаратурой, позволяющей контролировать зону смеси нефтепродуктов. До разработки соответствующих рекомендаций по использованию разделителей в практических условиях эксплуатации, как исключение, допускается последовательную перекачку осуществлять прямым контактированием.

4.8. На пунктах приема смеси должны предусматриваться отдельные резервуары общей вместимостью не менее объема смеси, принимаемого за цикл последовательной перекачки в контакте разных групп нефтепродуктов. Количество резервуаров принимается не менее трех, при этом выделяется:

- «легкое» дизельное топливо - смесь, где концентрация бензина равна или меньше 35 %;

- «тяжелый» бензин - смесь, где концентрация дизельного топлива равна или меньше 35 %;

- «ядро смеси» - смесь, где концентрация разных групп нефтепродуктов от 35 до 50 %.

Полученная смесь подлежит закачке в основные резервуары с нефтепродуктами, имеющими запас показателя качества.

Смеси нефтепродуктов «бензин-бензин», «дизтопливо- дизтопливо» и других одной подгруппы нефтепродуктов во время приема должны поступать в товарные резервуары, имеющие объем кондиционного нефтепродукта, обеспечивающего их качество после смешения, при этом с целью сохранения количественного соотношения нефтепродуктов деление смеси должно производиться по сечению равных концентраций исходных нефтепродуктов.

В случае несоблюдения этого условия смесь должна поступать в товарные резервуары более низких по качеству марок нефтепродуктов.

Смесь этилированного и неэтилированного бензинов должна поступать полностью в этилированный бензин при условии сохранения показателя качества последнего.

Допускается производить подкачку смеси непосредственно в приемный трубопровод при приеме нефтепродуктов в резервуары.

4.9. Для снижения количества смеси, образующейся при последовательной перекачке по нефтепродуктопроводу, необходимо при проектировании предусматривать следующие мероприятия:

- упрощение технологической обвязки насосных станций и резервуарных парков с применением быстродействующей запорной арматуры;

- применение средств автоматизации по распределению смеси в пунктах приема смеси;

- не рекомендуется сооружение лупингов и вставок, участки нефтепродуктопроводов между перекачивающими станциями должны быть, как правило, одного диаметра;

- последовательную перекачку производить с оптимальной цикличностью при скорости потока не менее 0,7 м/с, а при наличии топлива для реактивных двигателей - со скоростью не менее 1 м/с.

Отбор смеси в отводы из магистральной части нефтепродуктопровода и распределительных трубопроводов запрещается, кроме случая, когда объем отбираемого товарного нефтепродукта за цикл последовательной перекачки обеспечивает полное исправление нетоварной смеси за счет запаса показателя качества нефтепродукта.

При прохождении зоны смеси нефтепродуктов по участкам трассы нефтепродуктопровода, работающим неполным сечением, следует предусматривать соответствующие технические мероприятия, снижающие скорость потока;

при режимах работы отдельных участков нефтепродуктопровода с остановками последние, на период остановки, должны заполняться одной группой нефтепродукта с учетом профиля трассы;

при прохождении трассы нефтепродуктопровода в горных условиях последовательная перекачка разных групп нефтепродуктов, имеющих разность плотностей более 0,08 т/м3, должна быть, как правило, исключена.

5. ПЕРЕКАЧИВАЮЩИЕ СТАНЦИИ

5.1. Перекачивающие станции с резервуарным парком, как правило, размещаются в начале нефтепродуктопровода, в местах его разветвления или соединения с другими трубопроводными транспортными системами, а также на границе смежных линейных участков с разностью часовых подач перекачивающими станциями более 20 %.

5.2. В состав технологических сооружений перекачивающей станции с резервуарным парком входят: резервуарный парк, насосный цех, узел учета и контроля качества нефтепродуктов с предохранительными устройствами, узел с регулирующими клапанами или заслонками, узел приема и откачки утечек, площадка с фильтрами-грязеуловителями, трубопроводы.

5.3. В состав технологических сооружений промежуточной станции без резервуарного парка входят сооружения, перечисленные в п. 5.2, кроме резервуарного парка.

5.4. Оборудование.

5.4.1. Для перекачки нефтепродуктов по нефтепродуктопроводу должны применяться центробежные насосы, разработанные для магистральных трубопроводов.

На перекачивающих станциях с резервуарным парком для подачи нефтепродуктов к магистральным насосам, если они не располагают достаточной всасывающей способностью, должна быть для каждого направления предусмотрена установка подпорных насосов, включая один резервный.

5.4.2. Для привода насосных агрегатов должны применяться электродвигатели в исполнении, позволяющем в соответствии с требованиями ПУЭ-85 их установку в общем зале с насосами или на открытой площадке.

5.4.3. На период эксплуатации нефтепродуктопроводов по очередям строительства до вывода отдельных его участков на полную загрузку следует предусматривать для магистральных насосов сменные роторы.

5.4.4. Напор центробежных насосов должен приниматься в соответствии с требуемым напором перекачивающей станции как для условий обеспечения подачи нефтепродукта при полной загрузке нефтепродуктопровода, так и для условий обеспечения расчетной пропускной способности нефтепродуктопровода путем применения соответствующих роторов. Ряд диаметров обточки рабочих колес с их характеристиками принимается по данным завода-изготовителя.

5.4.5. Число рабочих центробежных насосов насосного цеха должно определяться исходя из расчетного давления в нефтепродуктопроводе, характеристик насоса, характеристик перекачиваемых нефтепродуктов и режима перекачки.

5.4.6. В насосных цехах в группе до четырех насосов должен предусматриваться один резервный. При наличии двух групп однотипных насосов, предназначенных для перекачки нефтепродуктов в двух направлениях с загрузкой более 50 % каждая, для каждой группы необходимо предусматривать по одному резервному агрегату.

5.4.7. Все перекачивающие станции на участках с равной пропускной способностью или в пределах 1,2 - 0,8 от расчетной должны быть оборудованы однотипными насосами с одинаковыми роторами.

5.4.8. Для предотвращения перегрузки коммуникаций и арматуры в связи с возможной передачей давления из нефтепродуктопровода при остановке насосов на перекачивающих станциях с резервуарным парком на приемных трубопроводах, а также между подпорными и магистральными насосами необходимо устанавливать предохранительные клапаны, а на участке трубопровода после станции - быстродействующий обратный клапан.

5.4.9. Число предохранительных устройств, с учетом резервного, на приемных трубопроводах рассчитывается на максимально возможную пропускную способность нефтепродуктопровода, а между подпорными и основными насосами - на 70 % максимальной подачи перекачивающей станции. Установку предохранительных устройств следует выполнять в соответствии с требованиями Госгортехнадзора СССР. Сброс от предохранительных устройств должен быть предусмотрен в подземные или надземные безнапорные резервуары, объем которых определяется расчетным путем в зависимости от времени закрытия электроприводной арматуры. Вместимость резервуаров-сборников приведена в таблице 5.

Таблица 5

Резервуары для сбора нефтепродуктов от предохранительных клапанов на перекачивающих станциях

Наружный диаметр трубопровода, мм

Пропускная способность,

млн. т/г

Вместимость резервуаров сбора нефтепродуктов, м3

159

0,3...0,6

5

219

0,6...1,0

10

273

1,0...1,7

10

325

1,7...2,5

25

377

2,5...3,5

75

426

3,5...5,0

100

530

5,0...8,5

300

Примечание. Вместимость резервуаров для сбора нефтепродуктов от предохранительных клапанов определена для максимальных значений пропускной способности.

5.4.10. Регулирование режима работы на участках нефтепродуктопровода, работающего по системе перекачки нефтепродуктов «из насоса в насос», должно осуществляться преимущественно за счет рационального включения отводов, а также применением устройств регулирования числа оборотов насосных агрегатов.

В исключительных случаях допускается применение устройств автоматического регулирования методов дросселирования и перепуска.

5.4.11. Для обеспечения автоматического регулирования методом дросселирования должна предусматриваться параллельная установка двух регулирующих органов. При этом должна быть обеспечена работоспособность узла регулирования при отключении одного из регулирующих органов.

5.4.12. Технологическая схема промежуточной перекачивающей станции с резервуарным парком должна обеспечивать возможность временной работы по системе перекачки нефтепродуктов «из насоса в насос» и через станцию.

5.4.13. На всех перекачивающих станциях должен осуществляться раздельный сбор и откачка технологических утечек по группам нефтепродуктов.

6. ЛИНЕЙНЫЕ СООРУЖЕНИЯ

6.1. К линейным сооружениям нефтепродуктопровода относятся магистральные, распределительные трубопроводы и отводы в комплексе с линейной запорной арматурой, узлами пуска и приема разделителей, очистных устройств и диагностических приборов, узлами подключения отводов и регулирования давления, кабельные линии связи, линии электропередачи, средства ЭХЗ, телемеханики, защитные сооружения и сооружения линейной службы эксплуатации.

Примечание. Границами линейной части магистрали и распределительного трубопровода считаются площадки пуска и приема разделителей, очистных устройств и диагностических приборов; отводов - отсекающая задвижка узла подключения к нефтепродуктопроводу и входная задвижка перед площадкой расходомеров потребителя.

6.2. Установку запорной арматуры по трассе нефтепродуктопровода следует предусматривать с учетом рельефа местности таким образом, чтобы разлив нефтепродукта в случае аварии трубопровода был минимальным, при этом следует учитывать возможность максимального совмещения со станциями катодной защиты и необслуживаемыми усилительными пунктами технологической связи.

При параллельном следовании нефтепродуктопровода с железными и автомобильными дорогами, а также ЛЭП проектируемый НПП должен размещаться, как правило, по рельефу местности ниже указанных сооружений.

В случае размещения нефтепродуктопровода по рельефу выше указанных сооружений, необходимо предусматривать защитные мероприятия, обеспечивающие надежность эксплуатации и безопасность действующих объектов равными уровню надежности и безопасности, как при прокладке его с низовой стороны.

6.3. На нефтепродуктопроводе с обеих сторон запорной арматуры должна быть предусмотрена установка манометров.

6.4. При пересечении трубопроводом железных дорог общей сети последний оборудуется с обеих сторон перехода автоматической запорной арматурой, устанавливаемой в колодцах не менее чем за 500 м от подошвы полотна дороги.

Для автоматического перекрытия трубопровода в случае аварии запорная арматура должна быть сблокирована с датчиками давления. При наличии средств телемеханики автоматическое перекрытие запорной арматуры должно сопровождаться передачей сигнала в ЦДП насосной станции.

6.5. Участки трубопроводов, прокладываемые на переходах железных дорог в защитном футляре из стальных труб в соответствии с требованиями п. 6.32 СНиП 2.05.06-85, должны на одном из концов футляра оборудоваться контрольным водонепроницаемым колодцем.

6.6. При пересечении нефтепродуктопроводом постоянно действующих водотоков шириной зеркала при среднем меженном горизонте вод 25 м и более следует предусматривать установку запорной арматуры на обоих берегах.

6.7. Установку запорной арматуры следует предусматривать в зависимости от условий прохождения трассы - в колодцах или наземных киосках. Колодцы для обслуживания трубопроводной арматуры следует проектировать с откидными крышками облегченной конструкции. В колодцах строительным объемом более 20 м3 (с кратковременным пребыванием людей) следует предусматривать вентиляцию с естественным побуждением. Вентиляционная труба должна быть выведена из нижней части колодца на высоту не менее 2,5 м от планировочной отметки. Наземные киоски должны выполняться из легких ограждающих конструкций с естественной вентиляцией.

6.8. Запорная линейная арматура должна быть, как правило, электроприводной; обеспечивающей возможность местного, дистанционного и телемеханического управления с районного или центрального диспетчерского пункта нефтепродуктопровода, в зависимости от структуры системы телемеханики и операторной предприятия.

6.9. В местах установки линейной запорной арматуры при отсутствии хороших проездов по трассе трубопровода и на каждой перекачивающей станции следует предусматривать вертолетные площадки.

6.10. На каждой перекачивающей станции, на участках трассы нефтепродуктопровода без станций протяженностью более 300 км должны предусматриваться узлы пуска и приема разделителей, очистных устройств и диагностических приборов. Все операции по пуску, приему или пропуску мимо перекачивающих станций разделителей, очистных устройств или диагностических приборов должны производиться без остановки станции.

При реконструкции или техническом перевооружении нефтепродуктопровода узлы пуска и приема разделителей, очистных устройств и диагностических приборов должны устанавливаться на линейной части в местах перехода одного диаметра трубопровода на другой, укладки лупингов, вставок.

Площадки узлов пуска и приема должны быть ограждены.

6.1. Узлы пуска разделителей, очистных устройств и диагностических приборов при проектировании должны проверяться расчетом на возможность создания минимального расхода, необходимого для страгивания поточных устройств, находящихся в камере пуска, без прикрытия запорных устройств на магистрали. Минимальные расходы приводятся в таблице 6.

Таблица 6

Условный диаметр устройства, мм

Значения расхода, м3

Бензин

Дизельное топливо

150

109

102

200

107

101

250

127

119

300

162

152

350

206

193

400

542

509

500

775

728

6.12. Расстояние от площадки пуска и приема разделителей, очистных устройств и диагностических приборов, а также площадки расходомеров, фильтров-грязеуловителей до зданий и сооружений с производственными процессами с применением открытого огня должно быть не менее 40 м, от прочих зданий и сооружений - 15 м.

6.13. Для участков нефтепродуктопроводов, проложенных через болота, аварийный запас труб должен составлять 0,3 % от их протяженности, для остальных участков - 0,1 %. Складирование аварийного запаса труб следует предусматривать на площадках перекачивающих станций или усадьбах линейных ремонтеров.

6.14. При перепадах высот по трассе нефтепродуктопровода, когда гидростатическое давление нефтепродукта или суммарное гидростатическое и рабочее давление может превысить допустимое для данного трубопровода, необходимо предусматривать станции защиты и дросселирования.

6.15. Отводы от нефтепродуктопровода.

6.15.1. Задание на проектирование отводов от действующих нефтепродуктопроводов должно содержать требования согласно пункту 2.3 и согласовываться с организацией, эксплуатирующей нефтепродуктопровод.

6.15.2. Проектирование отводов от действующего нефтепродуктопровода должно производиться на основании технико-экономического расчета (ТЭР) по техническим условиям, выданным организацией, эксплуатирующей нефтепродуктопровод.

6.15.3. В состав исходных данных для проектирования отводов от действующих нефтепродуктопроводов должны включаться: при работе перекачивающих станций по системе перекачки нефтепродуктов «из насоса в насос»

- характеристика всей трассы нефтепродуктопровода, включая магистраль, и подключенных отводов (профиль трассы);

при работе перекачивающих станций по системе перекачки «с подключенным резервуаром»

- характеристика магистрального участка нефтепродуктопровода и отводов, на котором подключается отвод;

- характеристика насосных агрегатов и схема их работы (последовательная, параллельная);

- максимальный и минимальный объем партий в цикле по маркам нефтепродуктов, перекачиваемых по данному участку нефтепродуктопровода;

- число циклов последовательной перекачки нефтепродукта.

6.15.4. Диаметр отводов определяется исходя из требуемого максимального расхода нефтепродукта в отводе при минимально возможном давлении в узле присоединения и обеспечения отбора каждой марки нефтепродукта в цикл последовательной перекачки за время прохождения его мимо узла присоединения.

6.15.5. Отводы и распределительные трубопроводы к потребителям должны быть однотрубными, если объем перекачиваемой партии одной из групп нефтепродуктов за цикл не менее объема отвода или распределительного трубопровода.

В случаях, когда по технологическим параметрам однотрубная система не обеспечивает перекачку нефтепродукта с оптимальной скоростью потока или запас показателя качества недостаточен для исправления смеси, количество параллельных трубопроводов в отводе или распределительном трубопроводе определяется технико-экономическим расчетом.

6.15.6. При протяженности менее 5 км допускается сооружение многотрубного отвода. Автозаправочные станции и другие потребители, не имеющие возможности реализации смеси нефтепродуктов, образующейся в отводах, могут подключаться к нефтепродуктопроводу в исключительных случаях при соответствующем технико-экономическом обосновании. При этом для сохранения качества потребляемого нефтепродукта должно предусматриваться несколько отдельных трубопроводов.

6.15.7. В узле присоединения отводов и на его конечном пункте трубопроводная арматура должна быть рассчитана на максимальное избыточное давление нефтепродуктопровода. В состав узла присоединения входят: отсекающая задвижка с ручным управлением, регуляторы расхода и давления, оперативные задвижки с электроприводом по числу трубопроводов отвода.

Примечание. Применение дроссельных шайб в качестве регулятора расхода и давления в отводе не допускается.

6.15.8. При проектировании линейной части двухтрубных или многотрубных отводов диаметром 108 - 159 мм включительно допускается прокладка их в одной траншее с расстоянием в свету 400 мм, а для отводов диаметров 219 - 426 мм - 700 мм.

6.15.9. На переходах через водотоки двухтрубных или многотрубных отводов независимо от ширины водной преграды резервный трубопровод не предусматривается, при этом все трубопроводы блокируются на границах переходов.

6.15.10. При заходе отвода на территорию предприятия потребления нефтепродуктов входную задвижку следует устанавливать электроприводную с дистанционным управлением, рассчитанную на рабочее давление насосной станции.

6.15.11. Для защиты технологических сооружений и оборудования предприятий потребления нефтепродуктов от повышения давления за входной задвижкой на каждом трубопроводе-отводе устанавливается предохранительный клапан, рассчитанный на максимальный часовой расход в отводе и давление, превышающее на 10 % рабочее давление в трубопроводах предприятия.

6.15.12. Сброс нефтепродуктов от предохранительных клапанов предусматривается по трубопроводам в специальные резервуары, вместимость каждого из которых определяется из расчета непрерывного сброса через клапан в течение времени, необходимого оператору на вспомогательные операции, и времени закрытия входной задвижки. Срабатывание клапана должно сопровождаться сигнализацией. После каждого сброса нефтепродукт из резервуаров, которые оборудуются дистанционным замером уровня, должен откачиваться в основные товарные резервуары с соответствующей маркой нефтепродукта. Вместимость резервуаров в зависимости от часового расхода нефтепродукта принимается по таблице 7.

Таблица 7

Резервуарная емкость для сбора нефтепродуктов от предохранительных клапанов, м3

Диаметр отвода Ду, мм

Подача, м3

До 30

40...80

90...150

160...250

100...250

10

25

50

75

7. НАЛИВНЫЕ ПУНКТЫ

7.1. Наливные пункты предназначены для приема нефтепродуктов из нефтепродуктопровода в резервуары и отгрузки в железнодорожные цистерны, автоцистерны или морские (речные) суда.

7.2. Наливные пункты в зависимости от их расположения по трассе нефтепродуктопровода могут быть промежуточными или конечными.

7.3. При проектировании наливных пунктов следует руководствоваться положениями, изложенными в Нормах технологического проектирования и технико-экономических показателей складов нефти и нефтепродуктов, с учетом применения автоматизированных систем определения количества нефтепродукта при приеме и отпуске.

7.4. Железнодорожные наливные пункты.

7.4.1. В состав технологических сооружений наливного пункта входят резервуарный парк, наливная насосная станция, железнодорожные наливные устройства, узел учета и контроля качества нефтепродуктов, узел предохранительных устройств, технологические трубопроводы.

7.4.2. Пропускная способность железнодорожных наливных устройств должна определяться в зависимости от массы отгружаемого нефтепродукта, весовой нормы маршрута и затрат времени на основные и вспомогательные операции по наливу, подаче и уборке цистерн.

7.4.3. Весовая норма железнодорожных маршрутов брутто устанавливается по согласованию с компетентными подразделениями Министерства путей сообщения СССР.

7.4.4. Время налива железнодорожных маршрутов или групп цистерн должно определяться в соответствии с Уставом железных дорог СССР.

7.4.5. Для маршрутного налива железнодорожных цистерн, а также групп цистерн общей весовой нормой брутто более 700 т должны предусматриваться двусторонние наливные устройства, рассчитанные на налив смешанного состава большегрузных цистерн.

7.4.6. Длина железнодорожной эстакады для налива легковоспламеняющихся нефтепродуктов определяется исходя из длины маршрута полной весовой нормы (брутто) за вычетом веса прикрытия 60 т, для горючих нефтепродуктов - без вычета прикрытия. Для слива неисправных цистерн необходимо предусматривать одно отдельное сливное устройство на каждой стороне эстакады.

7.4.7. Железнодорожные наличные устройства должны быть оборудованы автоматическими устройствами для предотвращения перелива цистерн, устройствами для дистанционного управления насосными агрегатами и сигнализацией, а также устройствами по механизации и герметизации налива.

7.4.8. В наливных насосных станциях должны устанавливаться отдельные группы насосов, работающие по специально выделенным трубопроводам, при условии их опорожнения для следующих нефтепродуктов:

- автомобильные бензины неэтилированные;

- автомобильные бензины этилированные;

- керосин осветительный, топливо для быстроходных дизелей, топливо дизельное, топливо печное;

- топливо для реактивных двигателей.

Примечания: 1. При отгрузке нефтепродуктов с интенсивностью налива менее четырех маршрутов в сутки, когда имеется резервное время на проведение вспомогательных операции по гарантированному опорожнению системы трубопроводных коммуникации и насосов, допускается установка вместо четырех только двух групп насосов для бензина и дизельного топлива.

2. Для впутриплощадочных перекачек нефтепродуктов должна предусматриваться возможность использования насосов наливных насосных станций.

7.4.9. Наливная насосная станция должна быть оснащена приборами автоматической защиты, а также оборудованием, обеспечивающим возможность ее работы без постоянного обслуживающего персонала. Объем защиты определяется по ТУ насосного агрегата.

7.4.10. Режим работы железнодорожных наливных пунктов по приему и отгрузке нефтепродуктов круглосуточный в течение 350 суток в год.

7.5. Автомобильные наливные пункты.

7.5.1. В состав технологических сооружений автомобильных наливных пунктов входят: резервуарный парк, автоматизированные наливные устройства, насосная станция для внутриплощадочных перекачек, узел учета и контроля качества нефтепродуктов, узел предохранительных устройств, технологические трубопроводы.

7.5.2. Количество автоналивных устройств должно определяться из расчета максимального месячного объема налива каждой марки нефтепродукта, суточного количества часов работы наливных устройств, расчетной производительности и коэффициента использования.

7.5.3. В качестве автоналивных устройств должны применяться автоматизированные системы верхнего или нижнего налива, оборудованные счетчиками жидкости, центробежными насосами, устройствами для предотвращения перелива и герметизации автоцистерн, а также слива нефтепродукта из наливных патрубков после операции.

7.5.4. Автоналивные устройства должны располагаться на островках, обеспечивая налив одиночных автоцистерн или одновременный налив автопоезда.

7.5.5. Соединительные трубопроводы от раздаточных резервуаров до автоналивных устройств должны приниматься отдельно для каждой марки нефтепродукта, отгружаемого в автотранспорт. Последовательная перекачка по ним не допускается.

7.5.6. Режим работы автоналивных пунктов по приему нефтепродуктов круглосуточный в течение 350 суток в год, по отгрузке в одну или две смены - в течение 360 суток в год.

7.6. Морские (речные) наливные пункты.

7.6.1. Состав технологических сооружений, нормы обработки морских и речных судов следует принимать в соответствии с нормами технологического проектирования нефтебаз, нормами технологического проектирования морских портов Минморфлота СССР и нормами технологического проектирования портов и пристаней на внутренних путях Минречфлота РСФСР.

8. РЕЗЕРВУАРНЫЕ ПАРКИ

8.1. Головная перекачивающая станция при последовательной перекачке нескольких групп нефтепродуктов должна располагать вместимостью резервуарного парка, определяемого размерами накопления каждой марки нефтепродукта в соответствии с принятым числом циклов последовательной перекачки и графиком поступления нефтепродуктов в резервуары.

При перекачках одной группы нефтепродукта вместимость резервуарного парка головной перекачивающей станции должна приниматься в размере 3-суточной расчетной пропускной способности нефтепродуктопровода.

8.2. Вместимость резервуарного парка головной перекачивающей станции рекомендуется определять по формуле:

                              (1)

где Кн - коэффициент неравномерности поступления нефтепродуктов в резервуары ГПС (Кн = 1,3);

Км - коэффициент неравномерности работы трубопровода (Км = 1,1);

GiH - годовые объемы бензина и дизельного топлива, подлежащие к перекачке по нефтепродуктопроводу (м3);

NiM - число циклов последовательной перекачки i-го нефтепродукта;

QHmax - максимальная подача в трубопровод, мз/ч,

η - коэффициент использования резервуарной емкости (см. табл. 8);

8760 - общий фонд времени в году.

8.3. На промежуточных перекачивающих станциях, расположенных на границе смежных линейных участков с объемами отбора нефтепродукта в отводы, превышающими разность часовых подач насосных более 20 % и тем самым не позволяющими осуществлять перекачку по системе «из насоса в насос», должен предусматриваться резервуарный парк вместимостью, определяемой по формуле (2), но не менее среднесуточного объема перекачки нефтепродукта данной станции:

                                                    (2)

где q1, q2 - часовые подачи перекачивающих станций;

τц - время продолжительности цикла последовательной перекачки;

К0 - коэффициент неравномерности отбора нефтепродукта попутным потребителем в течение цикла последовательной перекачки, равный 0,5;

8.4. Вместимость резервуарного парка перекачивающих станций, расположенных в пунктах разветвления нефтепродуктопровода, определяется исходя из режимов работы участков до и после разветвления по формуле:

                                (3)

где Крт - коэффициент неравномерности работы распределительного трубопровода (Крт = 1,1)

Gin - годовой объем i-го нефтепродукта, поступающий на перекачивающую станцию, м3;

Qnmaxi - максимальная подача i-го нефтепродукта на перекачивающую станцию, м3/ч;

Giрт - годовой объем i-го нефтепродукта, подлежащий перекачке в распределительный трубопровод, м3;

qртmaxi - максимальная подача i-го нефтепродукта в каждый распределительный трубопровод, м3/ч;

Niрт - цикличность перекачки i-го нефтепродукта в каждом распределительном трубопроводе.

8.5. Вместимость резервуарного парка попутной нефтебазы рекомендуется определить по формуле:

                              (4)

где Кр - коэффициент неравномерности реализации нефтепродуктов (Кр = 1,5);

Gкi - годовой объем i-го нефтепродукта, отбираемого по отводам на попутные нефтебазы;

N1i - годовое число циклов, с которым работает i-й отвод по i-й марке нефтепродукта;

q1max - максимальный расход нефтепродукта в i-м отводе.

8.6. Вместимость резервуарного парка на конечном пункте определяется по формуле:

                                (5)

где: Giк - годовой объем i-го нефтепродукта, поступающего на конечный пункт;

Qкmaxi - максимальная подача нефтепродуктов в конце трубопровода, определяемая из гидравлического расчета.

8.7. На пунктах приема смеси должны дополнительно предусматриваться резервуары для приема смеси разных групп нефтепродуктов. Вместимость резервуаров принимается согласно п. 4.9.

8.8. Единичная вместимость резервуаров и их число в составе общей вместимости резервуарного парка наливных пунктов и перекачивающих станций должна определяться с учетом:

- распределения нефтепродуктов по маркам и количеству;

- необходимости иметь по условиям эксплуатации не менее двух резервуаров на каждую марку нефтепродукта;

- требований возможно большей однотипности и единичной вместимости резервуаров;

- неравномерности подхода транспорта;

- коэффициента использования резервуаров.

Средние значения коэффициентов использования резервуаров в зависимости от их конструкции принимаются по таблице 8.

Таблица 8

Коэффициенты использования резервуаров

Тип резервуара

Без понтона

С понтоном

С плавающей крышей

До 5000

0,85

0,81

0,80

10000...30000

0,88

0,84

0,83

Примечание. Коэффициентом использования резервуаров учтен объем резервуара, постоянно занятый под переходящими остатками (мертвые), равный 2 %, и объем резервуара, находящегося в ремонте или зачистке - 5 %.

8.9. Для сокращения потерь от испарения нефтепродуктов с высокой упругостью паров должны применяться, как правило, резервуары с понтонами, в том числе неметаллическими или с «плавающими крышами».

Применение других типов резервуаров требует выполнения технико-экономического обоснования эффективности их использования.

9. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРУБОПРОВОДЫ

9.1. Прокладка трубопроводов на территории перекачивающих станций и конечных пунктов, за исключением резервуарных парков, ограниченных обвалованием, как правило, должна быть надземной, преимущественно на низких эстакадах или опорах.

При соответствующем обосновании возможна подземная прокладка.

9.2. Нефтепродуктопроводы, прокладываемые на территории перекачивающей станции и конечных пунктов с рабочим давлением более 2,5 МПа, являются магистральными по отношению к тем зданиям и сооружениям, технологические установки которых не потребляют и не перекачивают нефтепродукты с указанным давлением. Расстояние от указанных трубопроводов по горизонтали в свету до фундаментов зданий и сооружений при давлении менее 2,5 МПа следует принимать в соответствии с требованиями СНиП II-106-79.

9.3. Трубопровод перекачивающей станции, работающей по системе «из насоса в насос» от насосного цеха до узла пуска и приема разделителей, очистных устройств и диагностических приборов при отсутствии средств регулирования или до регуляторов, должен быть рассчитан на давление, равное сумме рабочего давления в магистральном нефтепродуктопроводе и половины напора одного насоса при 70 % подаче от номинальной.

9.4. При разработке технологических схем трубопроводов следует избегать тупиковых участков, способствующих образованию смеси нефтепродуктов при их последовательной перекачке.

10. УЗЛЫ УЧЕТА КОЛИЧЕСТВА И КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ

10.1. На нефтепродуктопроводах для обеспечения учета количества и контроля качества нефтепродуктов на потоке, как правило, устанавливаются узлы учета количества и контроля качества.

В зависимости от выполняемых функций эти узлы делятся на коммерческие и оперативные. Коммерческие узлы осуществляют учет с точностью, необходимой для учетно-расчетных операций. Оперативные узлы осуществляют учет с точностью, необходимой для оперативных целей и задач АСУ ТП.

10.2. Коммерческие узлы учета предусматриваются в пунктах:

- приема нефтепродуктов от поставщиков на входе и выходе головных перекачивающих станций;

- местах разделения или соединения грузопотоков;

- сдачи нефтепродукта потребителям (наливные пункты, нефтебазы).

По согласованию с заказчиком коммерческие узлы учета могут размещаться либо на объектах нефтепродуктопровода либо на объектах потребителей или поставщиков. В последнем случае узлы учета должны быть ограждены.

10.3. Оперативные узлы учета для контроля баланса перекачиваемых нефтепродуктов предусматриваются на входе и выходе всех промежуточных перекачивающих станций с резервуарным парком. На промежуточных перекачивающих станциях, работающих по системе «из насоса в насос», оперативные узлы учета устанавливаются только на входе станции.

10.4. При проектировании узлов учета и контроля качества нефтепродуктов давление в трубопроводе должно быть достаточным для компенсации гидравлических потерь в узле учета и обеспечения давления на выходе не менее 0,3 МПа при всех режимах работы.

10.5. В состав коммерческих узлов учета с турбинными, преобразователями входят:

- измерительные линии - рабочие, резервные, контрольная; блок контроля качества;

- стационарное или передвижное образцовое средство для поверки турбинных преобразователей расхода - трубопоршневая установка (ТПУ);

- приборы и устройства контроля за режимом работы;

- устройства контроля, хранения, индикации и регистрации результатов измерений;

- вспомогательное оборудование - фильтры, запорная арматура и т. д.

В случаях, когда невозможно поддерживать давление нефтепродукта на выходе узла учета на необходимом минимальном уровне, в состав узла учета должны включаться устройства регулирования давления. На оперативных узлах учета приборы качества, трубопоршневая установка - ТПУ и устройства регулирования расхода могут не предусматриваться.

10.6. Типоразмеры преобразователей расхода и число рабочих измерительных линий узла учета должны определяться из условий обеспечения заданной точности измерения в диапазоне от 30 до 100 % пропускной способности трубопровода.

На наливных пунктах в морской или речной транспорт узлы учета должны работать в диапазоне от 10 до 100 % пропускной способности трубопровода.

10.7. Число резервных измерительных линий должно приниматься не менее 50 % от числа рабочих измерительных линий.

10.8. При отсутствии специальных струевыпрямителей перед турбинным преобразователем расхода должен предусматриваться прямой участок трубы длиной не менее 15 диаметров счетчика.

11. АВТОМАТИЗАЦИЯ, ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ И АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ (АСУ ТП)

11.1. Объем автоматизации и телемеханизации нефтепродуктопроводов, а также средства автоматизации отдельных объектов должны определяться в соответствии с отраслевым РДМ-0001-84 «Основные положения по КИП, автоматизации и телемеханизации разветвленных нефтепродуктопроводов» Госкомнефтепродукта СССР.

11.2. При проектировании нефтепродуктопроводов, как правило, следует предусматривать создание АСУ ТП, которая должна обеспечивать сосредоточение функций контроля и управления объектами в центральном диспетчерском пункте (ЦДП).

Разработка должна выполняться специализированной научной организацией в соответствии с общеотраслевым руководящим методическим материалом (ОРММ) на создание АСУ ТП.

11.3. Комплекс технических средств АСУ ТП должен включать:

- двухпроцессорный управляющий вычислительный комплекс совместно с устройствами ввода, представления и регистрации информации;

- устройства телемеханизации насосных цехов, резервуарных парков и линейных сооружений;

- системы локальной автоматики перекачивающих станций, узлов учета и контроля качества нефтепродуктов, линейных сооружений, пунктов приема и сдачи, средства связи, электрохимзащиты и аппаратуру передачи данных.

11.4. При управлении и контроле работы перекачивающих насосных станций средствами телемеханики объем автоматизации и состав средств в системах локальной автоматики должны обеспечивать работу сооружений без дежурного персонала. При неисправности таких средств контроль и управление осуществляются выездным оператором.

11.5. Контроль и управление каждым насосным цехом должен осуществляться централизованно. При размещении на одной площадке нескольких насосных цехов в операторной одной из них следует предусматривать создание местного диспетчерского пункта (МДП) для дистанционного контроля и управления всеми насосными цехами на этой площадке. На перекачивающей станции с резервуарным парком, в МДП сосредоточивается также контроль и управление резервуарным парком, узлами учета и контроля качества нефтепродуктов, системой пожаротушения и т. д.

11.6. Насосные цеха, резервуарные парки и трубопроводы должны быть оснащены устройствами защиты. Перечень параметров защиты устанавливается РДМ-0001-84 «Основные положения».

11.7. Система автоматического регулирования работы перекачивающих станций должна предусматриваться только на станциях, работающих по системе «из насоса в насос».

11.8. При последовательной перекачке нескольких групп нефтепродуктов по нефтепродуктопроводу на конечном наливном пункте и пунктах потребления должна предусматриваться аппаратура, обеспечивающая автоматизацию контроля приема смеси нефтепродуктов в отдельные смесевые или товарные резервуары.

12. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ И ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ

12.1. Схемы и проекты внешнего электроснабжения перекачивающих станций и наливных пунктов напряжением 35 кВ и выше должны разрабатываться проектными организациями по нормам Минэнерго СССР и Минмонтажспецстроя СССР.

12.2. На основании утвержденных в установленном порядке схем развития нефтепродуктопроводного транспорта должны выдаваться проектным организациям Минэнерго СССР задания по электрическим нагрузкам, учитываемых в перспективных схемах развития энергосистем.

Утвержденные схемы внешнего электроснабжения являются основанием для выдачи энергосистемами Минэнерго СССР технических условий на присоединение.

12.3. Категория электроприемников по надежности электроснабжения объектов нефтепродуктопровода приведены в таблице 9.

12.4. Питание головных и промежуточных перекачивающих станций, располагаемых в горных условиях, следует осуществлять по двум одноцепным воздушным линиям электропередачи, независимо от их протяженности. Допускается при сложных условиях прохождения трассы электроснабжения питание выполнять по одной двухцепной линии.

12.5. К двум одноцепным тупиковым ВЛ, питающим подстанции перекачивающих станций первой категории, допускается присоединение трех подстанций, питающих потребителей первой категории, или четырех подстанций, питающих потребителей второй категории, включая подстанции прочих потребителей.

К двухцепной тупиковой ВЛ, питающей подстанции перекачивающих станций и наливных пунктов, допускается присоединение двух подстанций на двухцепных ответвлениях, в том числе не более одной технологической подстанции.

Примечание. Технологической подстанцией или технологическим paспредустройством 6/10 кВ называется подстанция с выключателями, которыми производится пуск и остановка электродвигателей 6/10 кВ технологических насосов перекачивающих станций и с ячейками вводов от трансформаторов. При наличии ячеек районных потребителей эти подстанции называются совмещенными.

12.6. При присоединении технологических подстанций к одноцепной ВЛ с двусторонним питанием число промежуточных подстанций, подключаемых к ВЛ между опорными подстанциями, не должно быть более трех. При этом подстанции, питающие перекачивающие станции первой категории, должны подключаться одноцепными заходами, а перекачивающие станции и наливные пункты второй категории - двухцепными заходами.

12.7. К двухцепной ВЛ с двусторонним питанием на участке между опорными подстанциями допускается присоединение до пяти подстанций, включая подстанции, питающие перекачивающие станции и наливные пункты. При этом подстанции, питающие перекачивающие станции первой категории, должны подключаться к ВЛ на одноцепных ответвлениях, а перекачивающие станции и наливные пункты второй категории - ответвлениями на двухцепных опорах. Рекомендуется соблюдать следующую последовательность присоединения подстанций к ВЛ: ответвление от двух цепей, заход одной цепи, ответвление от двух цепей, заход другой цепи, ответвление от двух цепей.

12.8. Выбор единичной мощности трансформаторов 35 - 110 - 220/6(10) кВ для перекачивающих станций первой категории надежности электроснабжения следует производить с учетом обеспечения полной нагрузки перекачивающей станции и нормальных оперативных переключений насосных агрегатов (пуск резервного, затем остановка рабочего) в режиме длительного отключения одного трансформатора.

12.9. На вновь проектируемых площадках перекачивающих станций и наливных пунктах следует применять напряжение 10 кВ. Напряжение 6 кВ допускается использовать только при реконструкции или техническом перевооружении существующих перекачивающих станций и наливных пунктов, имеющих двигатели напряжением 6 кВ и подстанции 6/04/022. При этом использование напряжения 6 кВ должно быть обосновано.

12.10. Для электроснабжения перекачивающих станций на напряжении 6(10) кВ следует предусматривать распредустройства с двумя секциями шин. Рекомендуется технологические РУ выполнять совмещенными с РУ подстанций 35, 110 и 220 кВ. В случае расположения трансформаторных подстанций 35, 110 и 220 кВ на расстоянии более 1 км от перекачивающих станций в зданиях, где устанавливается аппаратура ВЧ связи, панели релейной защиты, преобразовательные устройства должны предусматриваться помещения для персонала, осуществляющего периодические осмотры электроустановок.

12.11. В технологическом РУ-6 (10) кВ при необходимости следует предусматривать не более четырех ячеек отходящих линий для сторонних потребителей. При количестве ячеек отходящих линий более четырех на подстанции должно сооружаться собственное ЗРУ-6/10 кВ. При этом от технологического РУ-6/10 кВ до подстанции должно быть не менее 100 м.

12.12. Как правило, должна применяться раздельная работа линий и раздельная работа трансформаторов с применением АВР и с использованием перегрузочной способности указанных элементов в аварийных режимах.

12.13. При наличии согласования с энергосистемой допускается установка на перекачивающей станции синхронных электродвигателей, при этом должно предусматриваться автоматическое регулирование возбуждения, в том числе в режиме с перевозбуждением при необходимости выдачи в сеть реактивной мощности в зависимости от загрузки электродвигателей.

12.14. Для электроснабжения линейных потребителей рекомендуется проектировать ВЛ-6 (10) кВ вдоль трассы нефтепродуктопровода.

Допускается, при наличии согласования с энергосистемой в районах с развитой электросетью электроснабжение линейных потребителей нефтепродуктопровода осуществлять от местных ВЛ-6(10) кВ.

12.15. Для обеспечения потребителей особой группы электроснабжения следует принимать дизель-генератор, мощность которого определяется из условий длительного перерыва (несколько суток) в подаче электроэнергии. Пожарные и пенные насосы, кроме электрического привода, должны иметь привод от самостоятельного дизеля. Перечень электроприемников особой группы электроснабжения приводится в таблице 10.

12.16. При прохождении нефтепродуктопровода в местностях со слабо развитыми электрическими сетями и благоприятными метеоусловиями в качестве источников электроснабжения домов линейных ремонтеров допускается использование ветровых электростанций или гелиоустановок.

Таблица 9

Категории электроприемников по надежности электроснабжения

Переключающие станции и сооружения

Оборудование

Категория

1

2

3

Головная перекачивающая станция (ГПС)

ГПС в целом

1

Промежуточная перекачивающая станция с резервуарным парком и без него для одного или более нефтепродуктопроводов

ППС в целом

2

Промежуточная перекачивающая станция, располагаемая в горных условиях

ППС в целом

1

Наливной пункт нефтепродуктов (НП)

ЦП в целом

2

Линейная запорная арматура нефтепродуктопроводов

Запорная арматура

2

Станции катодной защиты (СКЗ)

СКЗ

3

Станции радиорелейной связи

Аппаратура связи

1

Котельная, топливная насосная

Сооружение в целом

2

Операторная

То же

1

Местный диспетчерский пункт (МДП)

 

1

Насосная станция оборотного водоснабжения

Вентиляторы

2

Дома линейных ремонтеров

Сооружение в целом

3

Компрессорная с установкой подготовки воздуха

Компрессоры

2

Узлы пуска и приема разделителей и очистных устройств

Сооружение в целом

3

Резервуарные парки

То же

2

Таблица 10

Перечень электроприемников особой группы электроснабжения

Наименование здания, сооружения, помещения, в котором устанавливается электроприемник

Назначение и наименование электроприемника

Режим работы и длительность включения

1

2

3

Перекачивающие станции в блочно-комплектном исполнении

Общее укрытие насосных агрегатов. Блок подсобных помещений

Аварийное освещение

Длительный, в течение всего периода перерыва электроснабжения

Блок-бокс водоснабжения и пожаротушения

Пожарный насос насос-дозатор, аварийное освещение

Длительный, в течение всего периода тушения пожара

Противопожарная автоматика

Запорная арматура пенотушения

Кратковременный, на время открытия запорной арматуры

Резервуарный парк

Входная и выходная запорная арматура

То же

Блок-бокс операторной

Аппаратура КИПиА, телемеханики и аварийное освещение

Длительный, в течение всего периода перерыва электроснабжения

Блок-бокс узла связи

Аппаратура связи и аварийное освещение

Длительный, спустя 1 час после перерыва электроснабжения и до полного его восстановления

Перекачивающие станции в традиционном исполнении

Магистральная и подпорная насосные с разделительной стенкой, помещение КИПиА, зал двигателей, зал насосов

Аварийное освещение питающих щитов КИПиА

Длительный, в течение всего периода перерыва электроснабжения

Пожарная насосная

Аварийное освещение, пожарный насос, насос-дозатор

Длительный, в течение всего периода перерыва электроснабжения

Помещение пожарного поста в корпусе подсобного и вспомогательного назначения

Аварийное освещение, питание щитов КИПиА

Длительный, в течение всего периода перерыва электроснабжения

Резервуарный парк

Входная и выходная запорная арматура и арматура пенотушения

Кратковременный, на время открытия запорной арматуры

Узел связи, служебный корпус с узлом связи

Аппаратура связи

Длительный, спустя 1 час после прекращения электроснабжения и до его полного восстановления

13. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СВЯЗЬ

13.1. Технические средства технологической связи нефтепродуктопровода используются для передачи информации производственного характера и телемеханизации контроля и управления технологическим процессом перекачки нефтепродукта. Линии технологической связи являются базой для автоматизированной системы управления (АСУ) работой трубопроводного комплекса.

13.2. Технологическая связь магистральных трубопроводов состоит из линейных и станционных сооружений, к которым относятся: магистральные и соединительные кабели, линии местных сетей промплощадок, жилпоселков, необслуживаемые усилительные пункты (НУП), узлы связи и радиорелейные станции.

13.3. Технологическая связь нефтепродуктопроводов организуется по высокочастотным кабелям с включением систем уплотнения путем строительства вдоль трассы трубопровода магистральной кабельной линии связи и резервной радиорелейной линии связи на базе малоканальных РРЛ.

13.4. При необходимости выхода абонентов нефтепродуктопровода в сеть Министерства связи, Министерства нефтяной промышленности и других ведомств должны предусматриваться соединительные лини к узлам связи указанных министерств и ведомств по их техническим требованиям.

13.5. Узлы связи должны размещаться на площадках перекачивающих станций или других технологических объектах нефтепродуктопроводов, располагаться в административных или отдельно стоящих зданиях.

По надежности электроснабжения узлы связи относятся к электроприемникам особой группы (см. таблицу 10).

13.6. Нефтепродуктопроводы должны обеспечиваться следующими видами технологической связи:

13.6.1. Сеть центральной диспетчерской службы Госкомнефтепродукта РСФСР с госкомнефтепродуктами союзных республик и управлениями нефтепродуктопроводов.

13.6.2. Сети диспетчерской связи управлений нефтепродуктопроводов с диспетчерскими службами районных управлений нефтепродуктопроводов.

13.6.3. Сети диспетчерской связи районных управлений нефтепродуктопроводов с нефтеперерабатывающими заводами, перекачивающими станциями, наливными пунктами, раздаточными блоками, подключаемыми нефтебазами и, в необходимых случаях, с железнодорожными станциями, морскими и речными портами, а также с узлами присоединения отводов к магистральным и распределительным трубопроводам.

13.6.4. Сети диспетчерской связи товарных служб территориальных объединений Госкомнефтепродукта союзных республик с нефтебазами, подключенными к нефтепродуктопроводам.

Каждая сеть диспетчерской связи создается на базе одного коммутируемого канала тональной частоты с избирательным вызовом.

Организация сети диспетчерской связи дана в таблице 11.

13.6.5. Сети оперативной производственной связи в звеньях: управление разветвленного нефтепродуктопровода (УРНПП) - районное управление разветвленного нефтепродуктопровода (РУРНПП) - линейная производственная диспетчерская служба (ЛПДС) - перекачивающая станция (ПС) - наливной пункт (НП) - нефтебаза.

Оперативно-производственная связь, как правило, должна быть автоматической. В пределах районных управлений нефтепродуктопроводов все абоненты должны иметь возможность установления соединения друг с другом.

13.6.6. При управлениях, районных управлениях нефтепродуктопроводов, на перекачивающих станциях, наливных пунктах в качестве оборудования коммутации должны применяться автоматические телефонные станции с оборудованием, обеспечивающим возможность выхода на каналы тональной частоты или АТС. Емкость АТС определяется количеством подключаемых абонентов с учетом 40 % резерва.

13.6.7. Абоненты оперативно-производственной связи нефтебаз должны включаться на правах прямых абонентов в АТС (АМТС) перекачивающих станций или наливных пунктов.

На нефтебазах I и II категории, кроме этого, должны предусматриваться автоматические телефонные станции местной связи с возможностью выхода на телефонные сети Министерства связи в прилегающих населенных пунктах или телефонные аппараты, включенные в ГАТС Министерства связи.

Количество каналов оперативно-производственной связи дано в таблице 12.

13.6.8. Связь линейных ремонтеров и ремонтно-восстановительных бригад организуется по физическим парам ведомственных кабельных линий связи или по каналу системы передачи до необслуживаемого усилительного пункта (НУП), а далее по отдельно прокладываемому кабелю или по радиорелейной связи с подвижными объектами.

Связь линейных ремонтеров организуется по одному каналу с параллельным подключением абонентов.

13.6.9. Линейная телемеханика нефтепродуктопровода организуется по физическим парам кабеля связи или высокочастотному каналу до ближайшего усилительного пункта (НУП), а далее по отдельно прокладываемому кабелю до контролируемого пункта телемеханики (КП) или радиоканалу.

Для организации системы телемеханики выделяются высокочастотные каналы и физические пары. Количество каналов связи, выделяемых для телемеханизации, определяется расчетом в зависимости от структурной схемы телемеханизации и типа применяемых средств телемеханики.

Для организации АСУ ТП выделяются высокочастотные каналы в соответствии с РДМ-0001-84. Количество каналов передачи информации указано в таблице 13.

13.6.10. Для эксплуатации магистральной кабельной линии связи организуется канал служебной связи, который может быть также, использован для связи линейных ремонтеров и ремонтно-восстановительных бригад.


* Количество каналов в соответствии с генсхемой


13.6.11. Связь совещаний на различных уровнях управлений организуется по каналам оперативно-производственной связи, переключаемым на аппаратуру связи совещаний только на время совещаний.

13.7. В каждом конкретном случае заказчиком при выдаче задания на проектирование устанавливается необходимость проектирования следующих видов дополнительной связи:

- сеть центральной службы Госкомнефтепродукт РСФСР;

- оконечные устройства и соединительные линии до существующих управлений нефтепродуктопроводов;

- оконечные устройства и соединительные линии до существующих районных управлений нефтепродуктопроводов;

- оконечные устройства и соединительные линии до территориальных объединений Госкомнефтепродукта РСФСР;

- оконечные устройства и соединительные линии до нефтебаз, не подключаемых к проектируемому нефтепродуктопроводу;

- документальная связь (телетайпы, фототелеграфная связь).

13.8. На период строительства нефтепродуктопровода должны предусматриваться временные средства радиорелейной связи.

13.9. На перекачивающих станциях с обслуживающим персоналом и на наливных пунктах должны предусматриваться следующие виды местной связи:

- автоматическая телефонная связь;

- радиофикация;

- громкоговорящая связь;

- местная диспетчерская связь, электрочасификация, пожарная сигнализация.

13.10. На перекачивающих станциях, наливных пунктах с резервуарными парками при соответствующем технико-экономическом обосновании рекомендуется предусмотреть промышленное телевидение, которое может быть также использовано для обозрения территории площадки с целью усиления организации охраны объекта и пожарной защиты.

13.11. На перекачивающих станциях, наливных пунктах, где не предусматривается строительство пожарного депо, необходимо проектировать прямую связь с ближайшей пожарной частью, при строительстве собственного пожарного депо связь с ближайшей пожарной частью и центральным пультом пожарной связи осуществляется по общегосударственной сети связи.

14. ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА

14.1. Выбор схемных решений и расчет параметров установок электрохимической защиты рекомендуется производить в соответствии с действующей нормативно-технической документацией ВНИИСТ Миннефтегазстроя СССР.

14.2. Совместная защита нефтепродуктопровода и сопутствующих или пересекаемых коммуникаций других ведомств во всех случаях должна выполняться на основании соглашения, которое определяет взаимные обязательства и долевое участие сторон в строительстве и эксплуатации совместной защиты.

14.3. Электрохимзащиту трубопроводов и кабелей (кроме силовых) от почвенной коррозии следует выполнять, как правило, установками катодной защиты, а силовых кабелей - протекторами.

14.4. Электрохимзащиту кожухов на переходах следует предусматривать в грунтах с удельным электросопротивлением менее 20 Ом.

14.5. Для катодной защиты линейной части магистральных нефтепродуктопроводов и отводов от них следует, как правило, применять автоматические катодные станции. Для катодной защиты подземных коммуникаций перекачивающих станций и наливных пунктов следует применять неавтоматические установки.

14.6. Размещение установок катодной защиты на трассах нефтепродуктопроводов следует выполнять с учетом:

- наличия участков повышенной коррозионной опасности (водных переходов, солончаков, свалок и т. п.);

- наличия источников электроснабжения катодных станций,

- технико-экономической целесообразности совмещения в общих узлах установок катодной защиты, линейной запорной арматуры и усилительных пунктов линий технологической связи.

При этом расстояние между установками катодной защиты во всех случаях не должно превышать 0,9 расчетной величины зоны защиты катодных станций на данном участке, определенной на конец 10-летнего срока эксплуатации.

14.7 Отводы от магистральных трубопроводов должны быть оборудованы изолирующими фланцами в начале и конце отвода. На отводах протяженностью менее 1 км изолирующие фланцы в начале отвода не устанавливаются.

14.8 Расчетная величина мощности катодной станции по постоянному току для 10-летнего срока эксплуатации не должна превышать 60 % номинальной мощности катодной станции. При этом расчетная величина напряжения на выходе станции не должна превышать 75 % величины выбранного предела (диапазона) напряжения СКЗ.

14.9 Цепи электрохимической защиты следует выполнять кабелями, проложенными непосредственно в земле. На некультивируемых землях допускается выполнение этих цепей воздушными линиями, удовлетворяющими требованиям ПУЭ в отношении воздушных линий электропередачи до 1000 В.

14.10. При определении сечения кабелей электрохимзащиты за максимальную величину тока установки следует принимать расчетную величину тока с коэффициентом 1,2.

Рекомендуемые оптимальные плотности тока (А/мм2) для расчета сечения кабелей электрохимзащиты приведены в таблице 14.

Таблица 14

Тип дренажной линии

При стоимости электроэнергии, р/кВт . ч

0,025

0,03

0,035

0,04

Кабель АВВГ напряжением 0,66 кВ в траншее

0,42

0,38

0,35

0,35

Примечания. 1. Приведенные рекомендации не распространяются на кабели установок дренажной защиты. 2. Контрольные проводники должны иметь сечение не менее 10 мм2 (по алюминию)

14.11 Защиту нефтепродуктопроводов от блуждающих токов электрифицированного транспорта следует осуществлять установками дренажной защиты на пересечениях и сближениях нефтепродуктопроводов с железной дорогой на расстоянии 2 км и менее.

При этом необходимость установки дренажа должна быть подтверждена результатами измерений потенциалов «рельс-земля» и «сооружение-земля» (на ближайших сооружениях).

14.12. Контрольно-измерительные пункты в точках дренажа и посередине между соседними установками электрохимзащиты линейной части нефтепродуктопровода должны быть оборудованы стационарными неполяризующимися электродами сравнения и приспособлены для измерения поляризационного защитного потенциала.

14.13. Для контроля за работой средств электрохимической защиты линейной части нефтепродуктопровода следует предусматривать телесигнализацию.

15. РЕМОНТНО-ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ СЛУЖБА

15.1. Содержание, объемы и сроки проведения технического обслуживания и ремонта (ТОР) оборудования нефтепродуктопроводов определяются положениями о техническом обслуживании и ремонте, инструкциями заводов-изготовителей, техническим состоянием сооружений и оборудования.

15.2. Основными принципами в организации проведения ТОР должны быть централизация и разграничение его сферы от технологического процесса перекачки нефтепродуктов.

15.3. Техническое обслуживание и ремонт объектов нефтепродуктопроводов, средств транспорта, специальной техники и вспомогательного оборудования должно осуществляться в соответствии с действующими положениями о планово-предупредительном ремонте (ППР) и централизованной системе ремонта (ЦСР) нефтепродуктопроводов.

15.4. Техническое обслуживание и ремонт линейной части нефтепродуктопроводов.

15.4.1. Для проведения планового технического обслуживания (кроме капитального ремонта) и аварийно-восстановительных работ линейной части нефтепродуктопровода следует предусматривать аварийно-восстановительные пункты (АВП), базирующиеся на перекачивающих станциях нефтепродуктопровода.

15.4.2. Один АВП обслуживает участок трассы нефтепродуктопровода 200...250 км в обычных условиях и в условиях пустынь, 80...100 км в районах с болотистыми и горными участками трассы.

Примечания: 1. Болотистыми участками трассы считаются такие, на которых суммарная протяженность болот II, III тина составляет более 2 % от общей протяженности или на этом участке имеется болото I, II, III типа протяженностью свыше 2 км 2. Горными участками трассы считаются такие, на которых перепад высот составляет более 500 м.

15.4.3. Оснащение АВП техникой, приспособлениями, инвентарем и материалами следует принимать согласно Табелю технического оснащения аварийно-восстановительных пунктов (АВП) магистральных нефтепродуктопроводов, утвержденному Госкомнефтепродуктом РСФСР.

15.4.4. Аварийная техника должна размещаться на специально закрепленных и соответственно оформленных закрытых и открытых отапливаемых стоянках тех перекачивающих станций, где дислоцируются аварийно-восстановительные подразделения. Из состава аварийной техники обязательному размещению в отапливаемых помещениях подлежат:

- гусеничный тягач, транспортер грузоподъемностью 5 т,

- автобус высокой проходимости на 10 мест;

- грузовой автомобиль высокой проходимости для перевозки людей;

- бульдозер мощностью до 75 л. с.;

- грузовой автомобиль высокой проходимости грузоподъемностью 12 т с двухосным прицепом и с установленными на нем средствами откачки нефтепродуктов, электростанцией, сварочным агрегатом;

- радиостанция мощностью до 10 кВт.

Остальная аварийная техника может располагаться под навесом на специально оборудованной площадке с твердым покрытием при наличии местного электропароподогрева или подогрева горячим воздухом.

15.4.5. Наблюдение за линейной частью нефтепродуктопровода должно производиться с использованием воздушного транспорта.

Примечание. При наличии дорог с твердым покрытием вдаль трассы нефтепродуктопровода допускается вести наблюдение с использованием автотранспорта.

15.4.6. В местах переходов нефтепродуктопроводом крупных судоходных рек, каналов и водохранилищ, а также в узлах подключения сложных отводов устанавливаются пункты наблюдения (жилой дом, являющийся служебной площадью с надворными постройками) с обслуживающим персоналом.

15.4.7. Капитальный ремонт линейной части нефтепродуктопровода должен выполняться специализированными ремонтно-строительными управлениями (РСУ) при управлениях нефтепродуктопроводов, которые оснащаются техникой, машинами и механизмами согласно Табелю технического оснащения ремонтно-строительной колонны для магистральных нефтепродуктопроводов Госкомнефтепродукта РСФСР.

15.5. Техническое обслуживание и ремонт оборудования перекачивающих станций.

15.5.1. Техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений перекачивающих станций нефтепродуктопровода должно осуществляться силами обслуживающего персонала станции.

15.5.2. Текущий ремонт оборудования и сооружений перекачивающих станций должен осуществляться агрегатно-узловым методом силами ремонтной службы перекачивающей станции.

15.5.3. Капитальный ремонт оборудования и сооружений перекачивающей станции должен осуществляться централизованно силами центральной ремонтной базы или на специализированных ремонтных предприятиях.

15.5.4. Техническое оснащение, величину неснижаемого обменного фонда оборудования, непредвиденные средства, вспомогательное оборудование базы производственного обслуживания следует принимать согласно Табелю технической оснащенности базы производственного обслуживания магистральных нефтепродуктопроводов, а центральной ремонтной базы - согласно Табелю технической оснащенности центральной ремонтной базы магистральных нефтепродуктопроводов Госкомнефтепродукта РСФСР.

16. ЛАБОРАТОРИИ

16.1. На перекачивающих станциях нефтепродуктопровода с резервуарным парком и наливных пунктах должны предусматриваться лаборатории для проведения контроля качества нефтепродуктов.

Рекомендуется по возможности, при соответствующем технико-экономическом обосновании предусматривать приборы для контроля показателей качества нефтепродукта на потоке.

16.2. Оборудование и необходимые размеры лаборатории определяются числом анализов, предусмотренных Временной инструкцией по контролю качества показателей нефтепродуктов в системе Госкомнефтепродукта РСФСР, а также исходя из грузооборота и номенклатуры перекачиваемых нефтепродуктов.

16.3. На перекачивающих станциях с резервуарным парком лаборатории оснащаются оборудованием для проведения контрольных анализов нефтепродуктов, на наливных пунктах - оборудованием для производства контрольных анализов и определения октанового и цетанового чисел, если в этом возникает необходимость.

16.4. Лабораторию рекомендуется предусматривать в составе: комнаты анализов, весовой, моечной, склада проб, а также отделения моторных испытаний топлива при определении октанового и цетанового чисел и размещать в помещении административно-производственного здания перекачивающей станции или наливного пункта.

16.5. При проектировании лаборатории следует соблюдать требования Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР.

17. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

17.1. При проектировании нефтепродуктопроводов следует предусматривать мероприятия по охране окружающей среды и снижению потерь нефтепродуктов от испарения, утечек и проливов в соответствии с настоящими нормами и другими нормативными документами, указанными в приложении 8.

17.2. Защита почвы и окружающей среды.

17.2.1. Защита почвы от загрязнения нефтепродуктами должна осуществляться путем герметизации оборудования, трубопроводов, арматуры и КИП, устройства водонепроницаемых экранов, строительства бетонных отмосток у резервуаров с этилированным бензином, устройства канализации, обеспечивающей отвод сточных вод на очистные сооружения, повышения уровня надежности конструктивных элементов линейной части нефтепродуктопровода и оборудования перекачивающих станций.

17.2.2. При прохождении трассы нефтепродуктопровода по землям сельскохозяйственного назначения должна предусматриваться техническая рекультивация земель и использование плодородного слоя почвы.

Защита грунтов от ветровой, водной эрозии должна осуществляться путем закрепления грунтов посадками трав, кустарника или другими способами.

17.2.3. Защита от загрязнения окружающей атмосферы легкими углеводородами должна осуществляться путем подбора резервуаров оптимальной единичной вместимости с плавающей крышей и понтонами, окраской наружных поверхностей светоотражающими красками, применением принципа перекачки по системе «из насоса в насос» и с подключенной емкостью, внедрением безрезервуарного учета нефтепродуктов, сокращением времени простоя резервуаров между очередной закачкой и выкачкой, соблюдением скоростей движения уровня жидкости при заполнении и опорожнении резервуаров не более 3 м/ч.

17.2.4. Расчетное содержание вредных веществ от выбросов в атмосферу в приземной зоне перекачивающих станций и наливных пунктов не должно превышать предельно допустимых концентраций, указанных в санитарных нормах.

17.3. Охрана поверхностных и подземных вод.

17.3.1. В проектах перекачивающих станций, наливных пунктов и др. объектов разветвленных нефтепродуктопроводов следует применять наиболее эффективные средства и методы очистки сточных вод, поступающих в водные объекты, обеспечивающие концентрацию вредных веществ в сточных водах в пределах норм предельно допустимых сбросов (ПДС).

17.3.2. Сокращать потребление воды в технологических процессах за счет недопущения утечек в оборудовании и трубопроводах, применения оборотного водоснабжения и повторного использования очищенных вод.

17.3.3. Нефтепродуктопровод в пределах русел водотоков, подверженных переформированию, необходимо прокладывать подводным по типу «труба в трубе» или надводным на специальных основаниях, исключающих разрыв трубопровода при любых возможных изменениях русел.

В других случаях защита рек и водоемов, пересекаемых нефтепродуктопроводом, выполняется путем применения труб с повышенной толщиной стенки против расчетной для данного участка, с соответствующей изоляцией и защитой трубопровода от механических повреждений.

17.3.4. В местах пересечения водотоков и водоемов при проходе их по типу «труба в трубе» должны быть предусмотрены устройства для откачки из трубопровода нефтепродукта при авариях.

17.3.5. При опорожнении и очистке нефтепродуктопровода с помощью очистных устройств необходимо предусматривать сооружения и устройства для складирования отходов нефтепродукта с соблюдением мер по защите окружающей среды.

17.3.6. При перекачке этилированных нефтепродуктов нефтепродуктопровод в месте пересечения с водоводом должен укладываться в защитном металлическом кожухе. Концы кожуха следует выводить на расстояние 25 м от места пересечения.

17.3.7. В местах возможного попадания нефтепродуктов в водные объекты должны быть сооружены улавливающие устройства (земляные амбары) и приспособления для локализации и сбора разлившихся нефтепродуктов.

17.3.8. В случае возможного попадания нефтепродуктов в водные объекты оповещение аварийной службы и всех заинтересованных водопользователей должно осуществляться с ближайшего необслуживаемого пункта технологической связи.

18. НОРМАТИВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ

18.1. Нормы расхода электроэнергии.

18.1.1. Нормы предназначаются для определения расхода электроэнергии при проектировании и характеризуют удельный расход электроэнергии в кВт . ч на 1000 ткм для нефтепродуктопроводов различного диаметра при полном их развитии в зависимости от расчетной пропускной способности, обусловливающей определенную скорость перекачки.

Примечание. 1. Нормы учитывают полную потребность электроэнергии с учетом расхода на собственные нужды перекачивающих станций, включая вспомогательное оборудование (котельную, канализационные и водонасосные, освещение и т. д.).

18.1.2. Нормы не учитывают расход электроэнергии для нужд жилых поселков.

18.1.3. Удельные нормы расхода электроэнергии для нефтепродуктопроводов различного диаметра и скорости перекачки сведены в таблицу 15.

Таблица 15

Скорость перекачки, м/с

Удельный расход электроэнергии, кВт . ч на 100 ткм при диаметре трубопровода

159

219

273

325

377

426

530

0,7

49,2

22,8

16,7

12,6

10,4

8,0

-

0,8

58,1

30,7

21,2

14,5

12,7

11,3

-

0,9

70,1

35,7

24,8

18,8

14,9

12,6

-

1,0

80,2

42,5

31,6

22,0

18,4

13,4

-

1,1

88,2

49,2

32,4

24,5

21,2

13,9

12,3

1,2

92,8

54,7

39,1

28,3

25,8

15,6

13,8

1,3

105,0

74,5

42,0

32,0

27,1

17,9

15,6

1,4

144,0

-

47,0

35,2

29,8

19,9

17,9

1,5

-

-

-

35,8

32,7

21,2

19,8

1,6

-

-

-

-

-

24,4

21,6

1,7

-

-

-

-

-

-

22,5

1,8

-

-

-

-

-

-

28,7

18.1.4. Скорость перекачки нефтепродуктов определяется по формуле:

, м/с                                                       (6)

где Q - расчетная пропускная способность нефтепродуктопровода в млн. т/г;

F - средняя площадь проходного сечения трубопровода, м2;

ρ - плотность нефтепродукта в т/м3 при перекачке в холодное время года.

18.1.5. При разности отметок конечного и начального пунктов магистрального трубопровода нормы расхода электроэнергии увеличиваются или уменьшаются на величину:

 кВт×ч на 1000 ткм,

где: ΔZ - абсолютная разность отметок в м;

Q - расчетная пропускная способность нефтепродуктопровода в млн. т/г;

L - длина трубопровода в км;

К - коэффициент, см. таблицу 16.

Таблица 16

Скорость перекачки, м/с

Значение К для нефтепродуктопроводов диаметром, мм

159

219

273

325

377

426

530

0,8

-

3,5

4,3

7,7

8,4

9,5

-

0,9

-

3,7

4,9

8,4

9,4

10,6

-

1,0

-

3,9

5,5

9,2

10,5

11,7

20,9

1,1

-

4,1

6,0

9,9

11,5

12,8

22,9

1,2

-

4,3

6,6

10,7

12,5

14,0

25,0

1,3

-

-

-

11,5

13,5

15,1

26,7

1,4

-

-

-

-

14,5

16,3

28,8

1,5

 

 

-

-

-

17,5

30,9

1,6

-

-

-

-

-

-

 33,0

18.1.6. Для промежуточных значений скорости нефтепродукта норма расхода электроэнергии и значения вспомогательных коэффициентов должна определяться интерполяцией.

18.2. Нормы расхода воды.

18.2.1. Нормы расхода воды на производственные и бытовые нужды, а также нормы водоотведения перекачивающей станции или наливного пункта следует принимать по таблице 17.

18.2.2. На перекачивающих насосных станциях и наливных пунктах следует максимально использовать возможность систем оборотного водоснабжения при охлаждении оборудования, мойке автомобилей, смыве технологических площадок, возврате конденсата.

18.2.3. Характеристику сточных вод, а также технические решения по очистке бытовых, нефтесодержащих (в т. ч. ливневых) сточных вод следует принимать в соответствии с требованиями действующих нормативов.

18.3. Нормы расхода топлива и тепла.

18.3.1. Для котельных перекачивающих станций и наливных пунктов используется, как правило, жидкое топливо и природный газ.

Вид топлива для котельных и его количество принимается по разрешению планирующих органов (Госплана РСФСР, СССР).

18.3.2. Удельный расход условного топлива на 1 МВт выработанного тепла в зависимости от типа паровых и водогрейных котлов принимается по таблице 18.


Таблица 17

Таблица водного баланса для перекачивающих станций

Наименование предприятий-потребителей

Среднегодовой расход воды на 1000 т (м3)

Среднегодовой расход сточных вод на 1000 т, выпускаемых в водоем (м3)

Безвозвратные потери на 1000 т

Примечание

оборотной в повторно используемой

свежей из источника

Всего

в том числе

технической

питьевой

подлежащих очистке

не подлежащих специальной очистке

ливневых вод, требующих очистки

для производственных целей

для хозяйственных целей

всего

производственных

бытовых

Перекачивающие станции с резервуарным парком с годовой подачей нефтепродукта, млн. т/г

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,30...0,60

27,80...13,90

12,5...6,20

1390...6,90

8,70...4,30

35,10...17,40

27,00...13,90

6,00...3,00

8,70...4,30

4,00...2,00

9,20...4,60

16,40...8,10

 

0,60...1,00

13,90...8,35

6,2...3,70

6,90...4,20

4,30...2,60

17,40...10,50

15,40...9,20

3,00...1,80

4,30...2,60

2,00...1,20

6,10...3,60

8,10...4,90

 

1,00...1,70

254,2...149,50

8,1...4,80

4,20...2,45

2,60...1,50

14,90...8,75

12,20...7,15

4,20...2,50

2,60...1,50

1,20...0,70

4,20...2,45

6,90...4,05

 

1,70...2,50

149,50...101,70

4,8...3,20

2,45...1,70

1,50...1,05

8,75...5,95

9,50...6,50

2,50...1,70

1,50...1,05

0,70...0,50

4,80...3,25

4,05...2,70

 

2,50...3,50

202,6...144,70

4,15...3,00

1,70...1,20

1,05...0,75

6,90...4,95

7,50...5,35

1,70...1,20

1,05...0,75

0,50...0,35

4,25...3,05

3,65...2,65

 

3,50...5,00

144,7...101,30

3,00...2,10

1,20...0,80

0,75...0,50

4,95...3,40

5,65...3,95

1,20...0,85

0,75...0,50

0,35...0,25

3,35...2,35

2,65...1,80

 

5,00...8,50

101,30...59,60

2,10...1,25

0,80...0,50

0,50...0,30

3,40...2,05

5,15...3,05

0,85...6,50

0,50...0,30

0,25...0,15

3,55...2,10

1,80...1,10

 

Перекачивающие станции без резервуарного парка с годовой подачей нефтепродукта, млн. т/г

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,30...0,60

27,80...13,90

6,30...3,15

9,70...4,85

3,35...1,65

19,35...9,69

12,65...6,30

4,05...2,30

3,35...1,65

4,00...2,00

0,65...0,35

7,35...3,70

 

0,60...1,00

13,90...8,40

3,15...1,90

4,85...2,90

1,65...1,00

9,65...5,80

6,30...3,80

2,30...1,40

1,65...1,00

2,00...1,20

0,35...0,20

3,70...2,20

 

1,00...1,70

254,20...149,50

7,00...4,10

3,15...1,85

1,00...0,60

11,15...6,55

6,30...3,70

3,80...2,20

1,00...0,60

1,20...0,70

0,30...0,20

5,15...3,05

 

1,70...2,50

149,50...101,70

4,10...2,80

1,85...1,25

0,60...0,40

6,55...4,45

3,70...2,55

2,20...1,50

0,60...0,40

0,70...0,50

0,20...0,15

3,05...2,05

 

2,50...3,50

202,60...144,70

2,80...2,00

1,25...0,90

0,40...0,30

4,45...3,20

2,55...1,85

1,50...1,10

0,40...0,30

0,50...0,35

0,15...0,10

2,05...1,45

 

Перекачивающие станции без резервуарного парка с годовой подачей нефтепродукта, млн. т/г

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3,50...5,00

144,70...101,30

2,00...1,40

0,90...0,60

0,30...0,25

3,20...2,25

1,85...1,35

1,10...0,75

0,30...0,25

0,35...0,25

0,10...0,10

1,45...1,00

 

5,00...8,50

101,30...59,60

1,40...0,85

0,60...0,35

0,25...0,15

2,25...1,35

1,35...0,80

0,75...0,45

0,25...0,15

0,25...0,15

0,10...0,05

1,00...0,60

 


18.3.3. Для расчетов потребности в тепловой энергии необходимо пользоваться удельными расходами тепла, приведенными в таблице 19.

Таблица 18

Удельные нормы расхода условного топлива для паровых и водогрейных котлоагрегатов на выработку единицы тепла с учетом розжига котлов, собственных нужд котельной и условий эксплуатации

Тип

Теплопроизводительность

(паропроизводительность) МВт (т/ч)

Удельный расход топлива, кг у. т./МВт

природный газ

жидкое топливо

ДЕ-4-14 ГМ

(4,0)

142,1

148,5

ДЕ-6,5-14ГМ

(6,5)

140,5

143,3

ДЕ-10-14ГМ

(10,0)

139,9

142,1

ДЕ-16-14ГМ

(16,0)

140,1

144,9

ДЕ-25-14ГМ

(25,0)

138,9

142,1

Е-1,0-9М-2

(1,0)

-

155,6

Е-1,0-9Г-2

(1,0)

146,6

-

Е-2,5-0,9ГМ

(2,5)

146,6

148,2

«Факел»

0,93

148,2

161,2

ГАЗ-900

1,04

144,9

-

ВВД-1,8

2,09

165,3

165,3

КСЖ

0,8

-

144,9

КСГМ

1,0

144,9

-

18.4. Использование вторичных энергетических ресурсов.

18.4.1. При проектировании системы отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха зданий и сооружений перекачивающих станций и наливных пунктов следует учитывать и использовать вторичные энергетические ресурсы (ВЭР):

- тепло, содержащееся в воздухе, удаляемом системами вентиляции;

- тепло оборотной системы водоснабжения.

18.4.2. Целесообразность и очередность использования тепла ВЭР, выбор схем и теплоиспользующего оборудования должны быть подтверждены технико-экономическим расчетом.

Теплоносители ВЭР, имеющие более высокую температуру или энтальпию, подлежат использованию, как правило, в первую очередь.

18.4.3. Тепло воздуха, удаляемого системами вытяжной вентиляции, следует использовать для нагревания наружного воздуха систем вентиляции, воздушного отопления и кондиционирования воздуха только в тех случаях, когда исчерпаны резервы экономии тепла за счет рециркуляции воздуха из помещений.

Таблица 19

Ориентировочные расходы тепла по перекачивающим станциям и наливным пунктам

Наименование площадки

Расход тепла

Часовые, МВт

Годовые, МВт

при
tн = -20 °C

при
tн = -30 °C

при
tн = -40 °C

при
tн = -20 °C

при
tн = -30 °C

при
tн = -40 °C

Перекачивающая станция с резервуарным парком

14...23

2,3...4,6

4,1...5,8

2300...4600

4700...9000

7000...10000

Перекачивающая станция без резервуарного парка

12...17

1,7...4,1

4,1...5,2

1700...3000

3000...4600

4700...8700

Наливной пункт

0,6...1,2

1,4...1,7

1,9...23

1100...3500

3500...4600

4700...7600

18.4.4. Резервирование теплоснабжения при использовании ВЭР следует предусматривать в тех случаях, когда не допускается сокращение тепловой мощности потребителей, а также при аварии, очистке теплоутилизаторов или остановке технологического оборудования.

18.5. Металловложения.

18.5.1. Металловложения в линейную часть нефтепродуктопровода определяется по таблице 20.

Таблица 20

Диаметр трубы, мм

Металловложения на 1 км трубопровода, т

108

11...15

159

23

219

37...42

273

46...52

325

55...63

377

73...82

426

83...103

530

91...103

Минимальная величина металловложений соответствует минимальному значению пропускной способности нефтепродукте провода (см. таблицу 1).

18.5.2. При прохождении трассы в горной и густонаселенной местности показатели металловложений корректируются с применением поправочного коэффициента 1,1 на соответствующих участках трассы, а при прохождении трассы в районах Крайнего Севера, Сибири и Дальнего Востока - на коэффициент 1,15.

18.6. Капитальные вложения в новое строительство.

18.6.1. Нормативы капитальных вложений в перекачивающие станции, наливные пункты и линейную часть приведены в таблицах 21, 22, 23, 24 и приложениях 1...6.

18.6.2. Нормативы определены, как базовые, для условий строительства в первом территориальном районе стоимости строительно-монтажных работ, втором климатическом районе, в районах с сейсмичностью не более 6 баллов и первой зоне стоимости оборудования.

Величины нормативов для всех остальных поясов и районов строительства должны корректироваться поправочными коэффициентами.

18.6.3. Нормативы капитальных вложений рассчитаны для:

- перекачивающих насосных станций с резервуарным парком или без резервуарного парка - на один миллион тонн перекачки нефтепродуктов в год;

- линейной части нефтепродуктопровода и отводов - на один километр протяженности укладываемых труб;

- наливных пунктов - на один миллион тонн налива нефтепродуктов в год.

18.6.4. Объем капитальных вложений (К), необходимый для строительства предприятий и объектов, определяется произведением проектной пропускной способности (σгод) на соответствующий норматив капитальных вложений Ку:

К = σгод . Ку

18.6.5. Для условий строительства, отличающихся от базовых, влияние природно-климатических и экономических факторов на размер капитальных вложений учитывается применением соответствующих поправочных коэффициентов

К = [Ксм . Ат . Акл . Ас + Коб . Аоб + Кпр] . σгод,

где: Ат - поправочный коэффициент, учитывающий изменение стоимости строительно-монтажных работ по территориальным районам (прил. 2);

Акл - поправочный коэффициент, учитывающий изменение стоимости строительно-монтажных работ по климатическим районам (прил. 3);

Ac - поправочный коэффициент, учитывающий районы с повышенной сейсмичностью (прил. 5);

Аоб - поправочный коэффициент, учитывающий зоны по стоимости оборудования (прил. 4);

Ксм - удельные затраты на строительно-монтажные работы;

Коб - удельные затраты на оборудование;

Кпр - прочие затраты.

18.6.6. Показателями стоимости строительства линейной части нефтепродуктопровода учтены затраты на сооружение собственно трубопровода, воздушной линии электропередачи, устройств электрохимзащиты, линейных сооружений технологической связи, переходов через водоемы и водотоки с зеркалом воды не более 30 м.

18.6.7. Показателями стоимости строительства площадочных сооружений головных и промежуточных перекачивающих станций, наливных пунктов учтены затраты на здания, сооружения, инженерные сети и благоустройство в пределах территории промплощадки, а также затраты на сооружение внеплощадочных инженерных коммуникаций протяженностью 1 км.

18.6.8. Показателями стоимости не учтены затраты:

- по линейной части: возмещение средств на отчуждение и рекультивацию земель; сооружение домов линейных ремонтеров, защитные противопожарные и противоэрозионные сооружения, вдольтрассовые дороги;

- по площадкам головных, промежуточных перекачивающих станций и наливных пунктов: возмещение средств на отчуждение земель; внеплощадочные инженерные сети протяженностью свыше 1 км; центральные механические мастерские; материальные и ремонтно-эксплуатационные базы.

18.6.9. Стоимость строительно-монтажных работ должна корректироваться, если толщина стенки применяемых труб отличается от принятых в расчетах нормативов. Толщина стенки для линейной части нефтепродуктопровода принята 6 мм, для отводов - 5 мм.

18.6.10. При расчете затрат по главам 8 - 12 и резерва на непредвиденные работы и затраты сводного сметного расчета следует руководствоваться «Методическими указаниями по определению стоимости строительства предприятий, зданий и сооружений и составлению сводных сметных расчетов и смет (2-е издание, 1985 г.).

Таблица 21

Капитальные вложения в новое строительство по перекачивающим станциям и наливным пунктам, тыс. руб./1 млн. т.

Наименование объекта

Условный диаметр нефтепродуктопровода, мм

Пропускная способность, млн. т/г

Норматив удельных капитальных вложений,

тыс. руб

В том числе

СМР

оборудование

1

2

3

4

5

6

Перекачивающая станция с резервуарным парком

200

0,6...1,0

4095

3087

1008

250

1,0...1,7

3660

2930

733

300

1,7...2,5

3318

2783

530

350

2,5...3,5

2439

2037

402

400

3,5...5,0

2021

1680

341

500

5,0...7,0

1720

1407

315

500

7,0...8,5

1091

851

240

Перекачивающие станции без резервуарного парка

200

0,6...1,0

1425

1105

320

250

1,0...1,7

1287

1024

263

300

1,7...2,5

1100

978

248

350

2,5...3,5

844

660

184

400

3,5...5,0

655

508

147

500

5,0...8,5

546

420

126

Наливные пункты

-

0,2

18822

15592

3230

-

0,4

11392

9437

1955

-

0,6

7711

6388

1323

-

0,8

6308

5226

1082

-

1,0

5598

4637

961

Примечание. При строительстве на совмещенной площадке двух перекачивающих станций работающих на разных направлениях перекачки показатели удельных капитальных вложений меньшем по пропускной способности станции принимаются с коэффициентом совмещения, равным 0,75.

Таблица 22

Капитальные вложения в новое строительство по линейной части, тыс. руб/1 км

Наименование объекта

Условный диаметр, мм

Норматив удельных капиталовложений

В том числе

СМР

оборудование

1

2

3

4

5

Линейная часть нефтепродуктопровода

200

30,5

21,2

2,2

250

32,7

22,9

2,4

300

48,4

36,0

2,5

350

52,0

38,6

2,9

400

60,3

45,0

3,3

500

69,9

52,2

4,4

Отвод однотрубный параллельная труба

100

28,1

26,2

1,8

100

12,0

10,2

1,8

То же

150

33,4

31,3

2,1

150

19,2

17,1

2,1

«

200

37,1

34,8

2,3

200

23,2

20,9

2,3

Примечание. Капитальные вложения в параллельно укладываемый трубопровод отвода принимаются в случае одновременного строительства с основным трубопроводом.

Таблица 23

Нормативы удельных капитальных вложений в строительство линейной части нефтепродуктопровода, тыс. руб/1 км

Наименование

Условный диаметр, мм

200

250

300

350

400

500

Линейная часть

17,9

19,2

30,6

33,5

38,9

45,8

Вдольтрассовые линии электропередачи

1,7

1,9

2,4

2,5

2,9

3,3

Система телемеханики с автоматизацией управления

7,0

7,3

9,9

10,5

11,8

13,4

Строительство сооружений электрохимзащиты

0,4

0,5

0,6

0,6

0,8

0,8

Линейные сооружения связи

2,7

2,9

3,7

3,7

4,5

5,0

Переходы через водоемы и водотоки с зеркалом не более 30 м

0,8

0,9

1,2

1,2

1,4

1,6

Итого

30,5

32,7

48,4

52,0

60,3

69,9

Таблица 24

Нормативы удельных капитальных вложений в строительство вдольтрассовых дорог и вертолетных площадок (справочно)

Наименование

Ед. измерения

Затраты тыс. руб

1. Вдольтрассовая дорога шириной 3,5 м

1 км.

14,0

2. Вертолетная площадка

1 шт.

6,5

18.7. Численность обслуживающего персонала нефтепродуктопровода.

18.7.1. Численность инженерно-технических работников и служащих аппарата управления, линейных производственно-диспетчерских служб (ЛПДС) и самостоятельных перекачивающих станций, базы производственного обслуживания, а также численность рабочих перекачивающих станций и наливных пунктов должна устанавливаться проектом в зависимости от комплекса сооружений и объемов выполняемых работ с учетом научной организации и роста производительности труда, совмещения профессий, широкого внедрения автоматизации, телемеханизации и АСУ технологическим процессом.

18.7.2. Численность обслуживающего персонала перекачивающих станций и наливных пунктов нефтепродуктопровода по технологической связи, котельным установкам принимается на основании ведомственных нормативных материалов соответствующих министерств (приложение 9).

18.7.3. Примерная численность инженерно-технических работников, служащих и рабочих линейной производственно-диспетчерской службы (ЛПДС), в состав которой входят две перекачивающие станции, дана в таблице 26.

18.7.4. Примерная численность инженерно-технических работников, служащих и рабочих самостоятельной перекачивающей станции с резервуарным парком приведена в таблице 27.

18.7.5. Численность аварийно-восстановительного пункта (АВП) в зависимости от диаметра нефтепродуктопровода и условий его пролегания дана в таблице 28.

Таблица 26

Примерная численность инженерно-технических работников, служащих и рабочих линейной производственно-диспетчерской службы (ЛПДС), в состав которой входят две перекачивающие станции

Наименование должности

Количество, чел.

Всего по ЛПДС, объединяющей две ПС

В том числе

Шифр профессий

с резервуарным парком и размещенным на ней ЛПДС

без резервуарного парка

1

2

3

4

5

I. Численность ИТР и служащих

 

 

 

 

Начальник

1

1

-

 

Заместитель начальника

1

-

1

 

Старший инженер

1

1

-

 

Инженер по охране труда и технике безопасности

1

1

-

 

Старший механик

1

1

-

 

Механик

1

-

1

 

Старший инженер-энергетик

1

1

-

 

Инженер-энергетик

 

-

1

 

Старший инженер по КИПиА, телемеханике

1

1

-

 

Инженер по КИПиА, телемеханике

1

-

1

 

Старший инженер лаборатории химического анализа

1

1

-

 

Старший бухгалтер

1

1

-

 

Кассир

1

1

-

 

Инспектор по кадрам и спецработе

1

1

-

 

ИТОГО

14

10

4

 

II. Численность рабочих

 

 

 

 

Машинисты технологических насосов

2

1

1

2

Оператор товарный

4

4

 

3

Приборист

8

4

4

1

Слесарь по ремонту и обслуживанию технологических установок

8

4

4

5

Электромонтер по обслуживанию электрооборудования

8

4

4

5

Слесарь по обслуживанию установок водоснабжения, канализации, теплоснабжения, вентиляции

6

4

2

5

Лаборант химического анализа

4

4

-

4

Слесарь по КИПиА

6

4

2

5

Кладовщик

1

1

 

5

Подсобный рабочий

1

1

 

4

Токарь

1

1

 

2

Итого

49

32

17

 

Всего

63

42

21

 

Таблица 27

Примерная численность инженерно-технических работников, служащих и рабочих самостоятельной перекачивающей станции с резервуарным парком

Наименование должности

Количество, чел.

Шифр профессии

I. Численность ИТР и служащих

 

 

Начальник

1

 

Старший инженер

1

 

Инженер по охране труда и технике безопасности

1

 

Старший механик

1

 

Старший инженер-энергетик

1

 

Старший инженер по КИПиА телемеханике

1

 

Старший инженер лаборатории химического анализа

1

 

Старший бухгалтер

1

 

Кассир

1

 

Инженер по кадрам и спецработе

1

 

ИТОГО

10

 

II. Численность рабочих

 

 

Машинист технологических насосов

1

2

Оператор товарный

4

3

Приборист

4

1

Слесарь по ремонту и обслуживанию технологических установок

4

5

Электромонтер по обслуживанию электрооборудования

4

5

Слесарь по обслуживанию установок водоснабжения, канализации, теплоснабжения, вентиляции

4

5

Лаборант химического анализа

4

4

Слесарь по КИПиА

4

4

Токарь

1

2

Кладовщик

1

5

Подсобный рабочий

1

4

Итого

32

 

Всего

42

 

Таблица 28

Примерная численность персонала аварийно-восстановительного пункта (АВП)

п/п

Основная профессия

Ду трубопроводов, мм

100 - 325

325 - 530

1

2

3

4

 

А. Для обычных условий и гористой местности

 

 

1.

Начальник АВП

1

1

2.

Механик по автотранспортной технике

1

1

3.

Мастер по аварийно-восстановительным работам

1