Магистральные нефтепроводы. Нормы проектирования (стр. 12 )

8 Телемеханизация магистральных нефтепроводов

8.1 Общие требования к техническим средствам телемеханики. Все проектируемые магистральные нефтепроводы должны оснащаться системами телемеханики (линейной и станционной).

Системы автоматизации и телемеханизации линейной части МН предназначены для обеспечения безопасного и безаварийного функционирования в автоматическом режиме объектов магистральных нефтепроводов (МН) при минимальном количестве оперативного и обслуживающего персонала.

Системы автоматизации и телемеханизации линейной части МН должны удовлетворять требованиям РД-06.02-72.60.00-КТН "Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения", и всем действующим документам Компании по АСУ ТП и производственной связи.

Средства автоматизации и телемеханизации объектов магистральных нефтепроводов должны обеспечивать:

- автоматическую защиту технологического оборудования НПС и нефтебаз, резервуарных парков и линейной части МН,

- автоматическое регулирование давления в МН,

- регистрацию и отображение информации о работе оборудования МН,

- контроль и управление оборудованием МН из операторной и местного диспетчерского пункта (МДП) НПС, районного диспетчерского пункта (РДП), территориального диспетчерского пункта (ТДП),

- контроль за работой оборудования МН из центрального диспетчерского пункта (ЦДП),

- информационный обмен с другими системами автоматизации.

Режим функционирования систем автоматизации и телемеханизации - непрерывный.

Средства автоматизации и телемеханизации должны позволять решать задачи мониторинга и архивации значений технологических параметров и параметров состояния технологического оборудования, анализа режимов работы технологического оборудования МН в реальном масштабе времени.

Измерительные каналы систем автоматизации и телемеханизации должны обеспечивать получение результатов с нормируемой точностью согласно РД-06.02-72.60.00-КТН.

Автоматизация и телемеханизация для различных уровней контроля и управления должна обеспечивать:

- контроль и управление из операторной технологическим оборудованием НПС, РП;

- при размещении на одной площадке нескольких НПС, резервуарных парков - контроль и управление из одной операторной технологическим оборудованием всех НПС, резервуарным парком, СИКН, автоматизированной системой управления пожаротушением, вспомогательными сооружениями;

- телеконтроль из операторной за состоянием линейной части МН в пределах зоны ответственности НПС;

- телеконтроль и телеуправление с вышестоящего уровня управления (районного или территориального диспетчерского пункта) оборудованием линейной части МН и технологическим оборудованием НПС, телеконтроль из ЦДЛ.

Объем телемеханизации объектов МН, величины уставок защитного отключения и сигнализации, характеристики оборудования КИПиА, алгоритмы работы систем автоматизации и телемеханизации должны соответствовать требованиям РД-06.02-72.60.00-КТН "Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения", ОТТ-06.02-72.60.00-КТН АСУ ТП и ПТС Компании. Технологические защиты и блокировки на объектах магистрального трубопроводного транспорта.

8.2 Средства телемеханики линейной части МН должны выполнять функции:

а) сигнализации:

1) состояния и положения запорной арматуры;

2) срабатывания моментных выключателей запорной арматуры;

3) состояния охранной сигнализации пункта контроля и управления (ПКУ), в том числе срабатывания охранной сигнализации на включение охранного освещения, вскрытия блок-боксов, колодцев отбора давления, боксов установки трансформаторной подстанции (КТП), узлов с запорной арматурой и т. д.;

4) состояния пожарной сигнализации пункта контроля и управления (ПКУ);

5) прохождения средств очистки и диагностики;

6) контроля работоспособности оборудования регистрации и прохождения СОД;

7) состояния и положения линейных разъединителей вдольтрассовой линии электропередачи (ЛЭП), на водных переходах двух ЛЭП;

8) минимальной температуры в ПКУ;

9) наличие напряжения питания ПКУ (наличие напряжения на вдольтрассовой ВЛ);

10) затопления колодцев отбора давления на водных переходах МН;

11) аварийного максимального уровня в емкости сбора утечек (дренажной емкости) камер приема-пуска СОД (КППСОД);

12) затопления площадки КППСОД на водных переходах МН;

13) утечек КППСОД;

б) управления:

1) линейной запорной арматурой;

2) линейными разъединителями ЛЭП;

3) деблокировкой сигнала прохождения СОД, сигналом контроля работоспособности оборудования регистрации и прохождения СОД;

4) режимом работы станции ЭХЗ;

5) автоматическим включением средств пожаротушения помещений блок-бокса;

в) измерения:

1) текущего давления в трубопроводе, в том числе для обнаружения утечек;

2) текущего давления в отключенных резервных нитках на подводных переходах;

3) текущего давления на камерах пропуска, пуска, приемы СОД;

4) тока и напряжения станции ЭХЗ;

5) защитного потенциала "труба-земля";

6) расхода;

г) телерегулирования:

1) выходного тока станции ЭХЗ

д) передачи данных:

1) информация работы СОУ;

е) связи:

1) обмен информацией с МДП, РДП, ТДП по телемеханическим протоколам.

8.3 По надежности система телемеханики линейной части МН должна удовлетворять требованиям ГОСТ 26.205. Средняя наработка на отказ одного канала каждой функции системы телемеханики 1 группы должна быть не менее чем 10000 часов, средний срок службы не менее 8 лет.

По достоверности передаваемой информации система телемеханики должна соответствовать 1 категории по ГОСТ 26.205.

Вероятность трансформации команд не должна быть больше, чем 10-14, вероятность образования ложной команды должна быть не более чем 10-12.

8.4 Телемеханизация объектов линейной части для централизованного контроля и управления оборудованием линейных узлов (ТМ), должна быть построена по трехуровневому иерархическому принципу:

- нижнему уровню средств ТМ относятся:

1) первичные измерительные преобразователи технологических параметров (ПИПТП);

2) местные показывающие средства измерения;

3) исполнительные механизмы;

4) аппаратура местного управления;

- к среднему уровню средств ТМ относится программно-технический комплекс (ПТК), основным звеном которого является программируемый логический контроллер.

Источниками информации для ПТК являются ПИПТП, аппаратура местного управления и сигнализации линейного объекта магистрального нефтепровода (МН). Приемниками информации от ПТК являются исполнительные механизмы технологического оборудования линейного объекта МН.

ПТК, в первую очередь, обеспечивает двунаправленный обмен телеметрической информацией между контролируемым пунктом (КП) линейного узла и РДП (ТДП)/МДП.

- к верхнему уровню средств ТМ относятся средства операторского (человеко-машинного) интерфейса, выполняющие функциональные задачи представления человеку-оператору (диспетчеру) необходимой информации и приема от него сигналов управления соответствующими технологическими аппаратами (задвижками, разъединителями ВЛ, и т. д.), а также настройки управления оборудованием среднего и нижнего уровней.

8.5 Структура взаимодействия всех уровней технических средств телемеханики должна позволять операторам НПС (МДП) контролировать текущее состояние МН на соответствие нормативно-технологическим параметрам и осуществлять управление телемеханизированными объектами с уровня РДП (ТДП). Объем информации, передаваемой по системе телемеханики с линейной части МН должен соответствовать данным, представленным в приложении Д.

8.6 Контроль и управление объектами телемеханизации, в соответствии с требованиями РД 06.02-72.60.00-КТН, должен производиться из РДП (ТДП). Резервное управление техническими средствами линейной телемеханики МН может производиться с уровня МДП.

8.7 Телемеханизация и автоматизация должны быть выполнены в соответствии с базовыми техническими решениями по построению систем диспетчерского контроля и управления магистральным нефтепроводом « Транснефть».

Время поступления любого аварийного сообщения с объектов на уровень диспетчера РДП (ТДП) не должно превышать 2 секунды. Время передачи управляющей команды диспетчером РДП (ТДП) на любой телемеханический объект не должно превышать 2 секунды.

Общее время сбора информации со всех контролируемых объектов нефтепровода на уровне РДП (ТДП) не должно превышать 10 секунд.

Комплекс средств телемеханики должен обеспечивать получение информации, необходимой для работы СОУ. Время сбора этой информации в РДП (ТДП) не должно превышать 2 секунды при условии применения цифровых интерфейсов передачи данных.

8.8 Уровень автоматизации объектов МН после их реконструкции должен соответствовать действующим правилам и нормам.

8.9 Требования к техническим средствам измерения (ПИПТП) нижнего уровня телемеханики. Средства измерения должны иметь сертификаты утверждения типа средств измерений, иметь сертификаты соответствия, быть занесены в Государственный реестр средств измерений, допущенных к применению в Российской Федерации, и иметь действующие свидетельства о поверке согласно методик поверки.

8.10 Средства измерений во взрывозащищенном исполнении должны иметь заключения о взрывозащищенности электрооборудования (электротехнических устройств), сертификаты соответствия, разрешения на применение.

8.11 Средства измерения (ПИПТП) должны использоваться лишь в пределах тех значений номинальной мощности, номинального напряжения и тока, номинальной частоты, способа эксплуатации и т. д., на которые они рассчитаны.

Класс взрывоопасной зоны и ее потенциальная опасность определяет необходимость применение взрывозащищенного электрооборудования.

8.12 Требования к техническим средствам верхнего, среднего и нижнего уровня систем телемеханики определяются РД-06.02-72.60.00-КТН.

8.13 Основным звеном технических средств среднего уровня телемеханики является программируемый логический контроллер (ПЛК), который с помощью встроенных модулей ввода/вывода должен обеспечивать сбор информации, поступающей с ПИПТП; прием и выдачу команд телеуправления. Этот же контроллер должен обеспечивать обмен информацией между контролируемым пунктом и РДП (ТДП), МДП по каналам связи.

8.14 Контроллер линейной телемеханики должен обеспечивать необходимыми данными АРМ СОУ (давление, расход, состояние запорной арматуры) для функционирования системы обнаружения утечек по волне давления или параметрической системы обнаружения утечек.

8.15 Технические средства среднего уровня должны обеспечивать:

- тестирование при включении и работе;

- измерение с требуемой нормированной точностью, фильтрацию, линеаризацию и масштабирование входных аналоговых сигналов;

- вывод команд телеуправления;

- ввод дискретных сигналов телесигнализации о положении, состоянии технологического оборудования;

- передачу информации о состоянии технологического оборудования на верхний уровень системы.

8.16 Верхний уровень системы управления обеспечивает:

- прием и отображение информации с нижнего уровня;

- контроль (мониторинг) и оперативное управление технологическим процессом;

- архивацию событий и действий диспетчера.

8.17 Технические средства верхнего уровня системы телемеханики РДП (ТДП), МДП должны включать:

- серверы ввода/вывода информации промышленного исполнения (основной и резервный);

- серверы истории промышленного исполнения (основной и резервный на уровне РДП/ТДП);

- серверы приложений промышленного исполнения в МДП (основной и резервный на уровне РДП/ТДП);

- АРМ диспетчера (основной и резервный на уровне РДП/ТДП) или АРМ контроля состояния переходов водных преград и линейного участка (на уровне МДП);

- АРМ КНП;

- АРМ СОУ;

- коммуникационный контроллер.

В технические средства верхнего уровня могут быть включены АРМ дежурного инженера и АРМ администратора СДКУ.

8.18 Состояние и параметры работы оборудования линейной телемеханики должны отображаться на экранах компьютера АРМ контроля состояния переходов водных преград и линейного участка в реальном масштабе времени, на мнемосхемах, использующих мнемосимволы из альбома унифицированных экранных форм.

8.19 Заземление оборудования систем автоматики, телемеханики и связи должно выполняться с учетом требований ОТТ-06.02-72.60.00-КТН.

8.20 Требование по размещению средств телемеханики на линейном КП. Оборудование телемеханики линейного КП должно размещаться в унифицированных вандалозащищенных блок-контейнерах. Блок-контейнеры должны функционально состоять из:

- помещения для оборудования телемеханики (ТМ), связи (СВ), инженерных систем обеспечения жизнедеятельности, станции катодной защиты (СКЗ);

- помещения для высоковольтного электроснабжающего оборудования (ВВЭО).

8.21 Блок-контейнеры должны быть оснащены средствами жизнеобеспечения (обогрев, вентиляция или кондиционирование), охранной и пожарной сигнализацией, средствами автоматического пожаротушения.

8.22 Условия прокладки кабелей систем телемеханики.

При выборе и прокладке кабелей систем телемеханики следует соблюдать требования ПУЭ (глава 2.3. «Кабельные линии напряжением до 220 кВ») и дополнительные правила разделения цепей:

- цепи сигналов управления и сигнализации напряжением 220 В переменного тока и 24 В постоянного тока должны предусматриваться в разных кабелях;

- аналоговые сигналы должны передаваться с помощью экранированных (бронированных) кабелей раздельно от цепей сигналов управления и сигнализации;

- сигналы последовательной передачи данных (интерфейсные соединения) передаются по кабелям типа "витая пара", "коаксиальным" или оптоволоконным;

- сигналы управления и контроля для взаиморезервируемых механизмов, устройств должны передаваться в разных кабелях.

8.23 При совместной прокладке кабелей систем телемеханики следует руководствоваться требованиями РД 06.02-72.60.00-КТН (таблица 3.1).

9 Электроустановки магистральных нефтепроводов

9.1. Требования к надежности электроснабжения линейных потребителей. Категории надежности.

Требования к электроприемникам НПС приведены в РД-91.020.00-КТН-335-06.

9.2. Электроприемники первой категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Электроприемники второй категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания.

Для электроприемников второй категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

В качестве второго независимого источника питания для электроприемников первой категории могут быть использованы местные электрические сети, дизельные электростанции.

9.3 При определении объема резервирования и пропускной способности систем электроснабжения совпадение планового ремонта элементов электрооборудования и аварии в системе электроснабжения, или возникновения двух аварий одновременно в системе электроснабжения - учитывать не следует.

9.4 Организация схемы электроснабжения.

Проектирование электроснабжения потребителей линейной части магистральных нефтепроводов должно выполняться в соответствии с требованиями ПУЭ и действующей НТД.

9.5 Для электроснабжения линейных потребителей, как правило, должно предусматриваться строительство вдольтрассовой ВЛ.

9.6 На НПС, питающих вдольтрассовые линии электропередач, следует предусматривать аппаратуру, позволяющую определять предположительное место повреждения линии.

9.7 При наличии обоснования (прохождение В Л по горной местности, по побережью морей, в районах с загрязненной атмосферой, предъявляющей повышенные требования к изоляции, по массивам особо ценных пород деревьев и т. п.) допускается выполнение ВЛ с применением изолированных проводов.

9.8 На протяженном участке вдольтрассовой ВЛ, расположенном между двумя источниками электроснабжения или на ВЛ, получающей питание только от одного источника, допускается установка вольтодобавочных трансформаторов. Расчеты сети при использовании вольтодобавочных трансформаторов должны входить в состав проектной документации.

9.9 Электроснабжение береговых задвижек должно осуществляться от двух независимых источников.

9.10 Вдольтрассовые ВЛ.

Напряжение вдольтрассовых ВЛ должно приниматься 10 кВ.

9.11 Трасса ВЛ-10 кВ должна проходить справа по ходу нефти на расстоянии 10 м от крайнего не отклоненного провода до любой части нефтепровода. Возможно уменьшение расстояния в стесненных условиях до 5 м от подземной части (фундамента) опоры до нефтепровода.

9.12 Проектная документация должна разрабатываться с использованием типовых проектов конструкций опор. В качестве материала для стоек опор должен применяться металл или железобетон с изгибающим моментом не менее 35 кН·м. Для вдольтрассовых ВЛ следует принимать пролет между опорами в соответствии с расчетом но не более 60 м.

На нетиповые узлы и элементы опор в проектной документации должны быть разработаны деталировочные чертежи.

На ВЛ следует применять сталеалюминиевый провод, сечением не менее 50 мм2.

9.13 Приводы разъединителей, установленных на ВЛ, должны быть оборудованы запирающими замками.

9.14 Автоматические пункты секционирования, КРУН-6(10) кВ, входящие в состав электрооборудования для электроснабжения потребителей линейной части МН должны комплектоваться вакуумными выключателями.

9.15 Кабельные вставки на вдольтрассовых ВЛ должны быть выполнены двумя кабелями и подключены через коммутационный аппарат.

9.16 Подключение трансформаторных подстанций и пунктов секционирования необходимо выполнять через разъединители наружной установки.

9.17 Для подключения вдольтрассовой ВЛ к ЗРУ-6(10) кВ следует предусматривать кабельную вставку из двух кабелей. В местах перехода кабельной вставки на воздушную линию следует предусматривать разъединители.

9.18 При проектировании вдольтрассовой ВЛ-6(10) кВ должно быть обеспечено селективное отключение любого поврежденного участка линии, расположенного между двумя ближайшими автоматическими пунктами секционирования. Отключение должно обеспечиваться автоматически, действием защит. При значительном количестве в линии автоматических пунктов секционирования и наличии каналов связи между ними по вторичным цепям (например, каналов телемеханики и т. п.) допускается в качестве основной защиты реализовывать продольную логическую защиту линии, а в качестве резервной защиты - МТЗ с отстройкой по току и времени срабатывания.

Функции защит должны быть реализованы на базе микропроцессорных терминалов (устройств).

9.19 Защита вдольтрассовых ВЛ от грозовых перенапряжений на подходах к трансформаторным подстанциям, вольтодобавочным трансформаторам, реклоузерам и КРУН должна выполняться с учетом требований ПУЭ (п. 4.2.145).

9.20 Пересечения вдольтрассовой ВЛ с инженерными коммуникациями должны выполняться в соответствии с требованиями ПУЭ (глава 2.5).

9.21 Требования к электрооборудованию линейных потребителей. Общие требования.

Основные технические решения (точки подключения к существующим сетям, варианты выполнения отдельных сложных участков сети и т. д.) рекомендуется согласовывать по окончании предпроектного обследования объекта до начала производства проектных работ.

9.22 Силовые трансформаторы в КТП, мачтовых КТП, КТП столбового или шкафного типа должны быть сухого исполнения.

В помещении для установки трансформатора должен быть обеспечен температурный режим в соответствии с требованиями завода-изготовителя.

9.23 При использовании для электроснабжения потребителей линейной части магистральных нефтепроводов двухтрансформаторных подстанций, на стороне 0,4 кВ следует выполнять одну секцию шин с организацией АВР на вводах 0,4 кВ.

9.24 Наружные кабельные сети в районах с сейсмичностью 6 и выше баллов (при любых способах прокладки), а также прокладываемые в почвах, подверженных смещению должны выполняться бронированным кабелем с медными жилами - ПУЭ (п. 2.3.45).

9.25 Электрооборудование, предназначенное для использования во взрывоопасных зонах, должно предусматриваться во взрывозащищенном исполнении и иметь уровень защиты, соответствующий классу взрывоопасной зоны, и вид взрывозащиты, соответствующий категориям и группам взрывоопасных смесей.

9.26 Классификация взрывоопасных зон, на основании которой определяются требования к взрывозащите оборудования, должна быть указана двойная - по ПУЭ и ГОСТ Р 51330 (например, 1(В-1г)).

9.27 В проектную документацию (на стадиях проектирования П, РП) следует включать чертежи с указанием расположения взрывоопасных зон и их границ. Указанные чертежи, при необходимости, могут дополняться разрезами взрывоопасных зон. Разрезы необходимо приводить в тех случаях, когда план с расположением взрывоопасных зон не позволяет утверждать, что электрооборудование невзрывозащищенного исполнения располагается вне взрывоопасной зоны.

9.28 Заземление в сетях 0,4 кВ потребителей линейной части магистральных нефтепроводов должно выполняться по системе TN-S или TN-C-S, при этом в последнем случае совмещение функций нулевого защитного и нулевого рабочего проводника допускается только на участке сети от силового трансформатора до шин ближайшего распределительного устройства 0,4 кВ или вводного выключателя группового щитка, от которых организовано питание групповых и (или) распределительных сетей.

Заземлители в районах многолетней мерзлоты помещаются в непромерзающие водоемы и талые зоны. Помещаемые в водоемы заземлители должны быть защищены от коррозии оцинкованием или другим надежным способом.

9.29 Для всех электроприемников 0,4 кВ должно быть обеспечено нормируемое ПУЭ время отключения аппарата защиты при однофазном коротком замыкании в конце защищаемого участка, при этом, аппараты защиты должны быть стойкими по отношению к току трехфазного короткого замыкания на их зажимах.

9.30 Электроосвещение в помещениях и наружных установках должно выполняться на основании указаний СНиП 23-05.

9.31 Электроустановки должны иметь защиту от несанкционированного доступа.

Требования к отдельным электроустановкам

9.32 Линейная задвижка (одиночная), узел задвижек.

Цепи контроля и управления должны прокладываться отдельным кабелем.

9.33 Применяемые кабели должны быть круглой формы с заполнением. При применении кабелей иной формы в проектной документации необходимо предусматривать решения по обеспечению герметизации ввода кабеля в привод.

9.34 Камеры СОД

В проектной документации должны быть учтены технические требования РД-16.01-60.30.90-КТН.

9.35 Учет электроэнергии

При питании вдольтрассовой ВЛ от стороннего источника электроснабжения необходимо предусматривать организацию коммерческого учета в точке подключения. Коммерческий учет следует предусматривать на базе микропроцессорных программируемых счетчиков.

9.36 При питании вдольтрассовой ВЛ от сетей, принадлежащих АК «Транснефть» должен предусматриваться технический учет электроэнергии в РУ-6(10) кВ НПС или в точке подключения.

9.37 Требования безопасности

Молниезащита зданий, сооружений и наружных установок должна выполняться согласно требованиям ОР-13.02-45.21.30-КТН, СО-153-34.21., ПБ 03-605.

9.38 На вводах в здание (сооружение) должна быть выполнена система уравнивания потенциалов в соответствии с требованиями письма Госэнергонадзора России от 01.01.2001 г. № 6/2004.

9.39 Непосредственное присоединение к ГЗШ сторонних проводящих частей - строительных металлоконструкций, технологического и сантехнического оборудования и их трубопроводов, должны выполнять организации, монтирующие эти конструкции, оборудование и трубопроводы; соответствующие указания и необходимые для их реализации материалы должны содержаться в соответствующих разделах проектной документации.

10 Производственно-технологическая связь

10.1 В составе магистральных нефтепроводов должны предусматриваться линии производственно-технологической связи, которые служат для централизованного управления работой нефтепроводов и являются технической базой для единой автоматизированной системы управления (ЕАСУ) объектами нефтепроводного транспорта.

10.2 Система производственно-технологической связи создается путем строительства электрических и волоконно-оптических кабельных линий связи, радиорелейных и спутниковых линий связи по заданиям заказчика строительства.

10.3 При проектировании производственно-технологической связи должны выполняться требования Государственных нормативных документов (СНиП, ГОСТ, ПУЭ, ТУ, СП), требования международных стандартов, ведомственных нормативных документов Компании и настоящих Норм.

10.4 На новых и реконструируемых объектах технологической связи должны предусматриваться только цифровые каналы за исключением абонентских линий.

10.5 Производственно-технологическая связь должна предусматриваться в следующем объеме:

а) технологические виды связи:

1) диспетчерская связь диспетчера Центрального диспетчерского пункта Компании с диспетчером Территориального диспетчерского пункта (ТДП);

2) диспетчерская связь диспетчера ТДП с диспетчером районного управления магистральных нефтепроводов и операторами НПС;

3) диспетчерская связь диспетчера районного управления с НПС, наливными станциями и другими подчиненными ему оперативными службами;

4) связь обслуживающего персонала, находящегося на трассе нефтепровода, с ближайшими НПС, а через коммутационное устройство на НПС с районным управлением - телефонный канал или средства подвижной радиосвязи, включающие профессиональную цифровую систему стандарта TETRA, УКВ радиосвязь и микросотовую связь стандарта DECT. Указанный вид связи может быть использован для линейных служб производящих ремонт, аварийно-восстановительных бригад, обслуживающего персонала вдольтрассовых ВЛ, линий связи, СДКУ;

5) диспетчерская селекторная связь диспетчера районного управления с операторами НПС, наливных станций, нефтебаз, ПСП;

6) видеоконференцсвязь для совещания Компании с территориальными управлениями;

7) селекторная связь для связи совещаний Компаний с территориальными управлениями;

8) селекторная связь для совещаний районных управлений с НПС;

9) каналы связи для телемеханизации линейных сооружений;

10) каналы связи для телемеханизации насосных станций, узлов учета нефти, объектов внутреннего электроснабжения на НПС.

б) оперативно-производственная связь:

1) оперативно-производственная телефонная и факсимильная (документальная) связь (категория сети - сеть связи общего пользования);

2) оперативно-производственная телефонная и факсимильная (документальная) связь (категория сети - выделенная сеть);

3) каналы связи вычислительной сети ЕАСУ с минимальной пропускной способностью не менее 9600 бит/с.

10.6 Основные требования к количеству каналов и скорости цифровых потоков:

- диспетчерская и селекторная связь - не менее одного речевого канала;

- удельная пропускная способность канала линейной ТМ - не менее 2400 бит/с на 1 КП;

- минимальная пропускная способность каналов ЕАСУ - не менее 9600 бит/с.

10.7 Каналы связи, предоставляемые для технологической и оперативно-производственной связи, должны удовлетворять нормам на электрические параметры каналов тональной частоты магистральной и внутризоновых первичных сетей, нормам на электрические параметры цифровых каналов и трактов магистральной и внутризоновых первичных сетей.

10.8 Качество связи в радиоканале линейной телемеханики должно определяться вероятностью ошибок, которые могут составлять не более 2´10-5 при уровне сигнала 1 мВ в канале на скорости 9600 бит/с.

10.9 Количество каналов и цифровых потоков оперативно-производственной связи должно определяться проектом в соответствии с техническим заданием на проектирование производственно-технологической связи.

10.10 Задание на проектирование должно разрабатываться в соответствии с требованиями ОР-20.02-74.20.11-КТН-009-05 и дополнительными требованиями к системе производственно-технологической связи по:

- составу системы;

- системе связи на период строительства;

- мультиплексорному оборудованию для ЦРРЛ, КЛС, ВОЛС;

- системе подвижной радиотелефонной связи;

- каналам и цифровым потокам для ЕАСУ;

- размещению оборудования;

- электропитанию;

- станциям коммутации;

- системе спутниковой связи;

- системе радиодоступа к КП линейной телемеханики;

- используемым частотам.

10.11 В состав производственно-технологической связи кроме видов связи, перечисленных в 10.5 должны быть предусмотрены:

- связь каждой НПС с ближайшими узлами связи сети связи общего пользования для выхода на местные административные органы, штабы ГО и ЧС, органы УПО МВД или ближайшие пожарные части, правоохранительные органы, предприятия-владельцев коммуникаций, пересекаемых нефтепроводами, и прочие организации;

Примечание - Если расстояние до ближайшего узла связи сети связи общего пользования превышает 10 км, выход НПС на сети связи общего пользования осуществляется через соседнюю НПС, районное управление или через территориальное управление, что должно быть отражено в проекте.

- связь диспетчера ТДП с дежурным персоналом управления или отделения железной дороги при наличии пересечений магистральными нефтепроводами железных дорог. Организация связи между ТДП и управлением или отделением железной дороги зависит от организационной структуры железнодорожного транспорта в зоне обслуживания каждого территориального управления;

- связь наливных станций с соседними НПС, с дежурными железнодорожных станций или агентами морских и речных портов, а также с ближайшей пожарной частью УПО МВД - по одному телефонному каналу или по коммутируемому каналу сети общего пользования;

- связь НПС, диспетчерских пунктов и наливных станций с энергоснабжающими организациями проектируется по техническим условиям энергосистем (диспетчером ближайшей опорной электроподстанции; ТЭЦ или ГЭС), Связь между питающей подстанцией и энергодиспетчером предусматривается в составе проекта внешнего электроснабжения.

10.12 Для эксплуатационно-обслуживающего персонала связи должна предусматриваться служебная связь.

Виды служебной связи должны определяться, исходя из типа линии и оборудования связи при разработке конкретных проектов.

11 Охрана окружающей среды

11.1 При проектировании магистральных нефтепроводов должны учитываться все факторы и виды воздействия на окружающую среду, а также нормативы допустимой антропогенной нагрузки на окружающую среду. При этом должны предусматриваться мероприятия по снижению негативного воздействия на окружающую среду, предупреждению и устранению ее загрязнения, по рекультивации нарушенных и загрязненных земель, должны применяться безопасные способы размещения отходов производства и потребления, а также ресурсосберегающие, малоотходные, безотходные и наилучшие существующие технологии.

11.2 Указанные мероприятия и экологическое обоснование выбора технологических решений строительства и эксплуатации магистральных нефтепроводов необходимо разрабатывать в рамках самостоятельных разделов в составе предпроектной и проектной документации на строительство, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение магистральных нефтепроводов.

На предпроектной стадии в составе ДОН выполняется раздел «Возможное влияние предприятия, сооружения на окружающую среду».

Состав раздела должен соответствовать требованиям «Типового положения по разработке и составу Ходатайства (Декларации) о намерениях инвестирования в строительство предприятий, зданий и сооружений».

В состав обоснования инвестиций должен входить раздел «Оценка воздействия на окружающую среду», в состав ТЭО (проекта) и рабочего проекта - разделы «Охрана окружающей среды». Данные разделы должны разрабатываться с учетом требований:

- «Положения об оценке воздействия намечаемой хозяйственной и иной деятельности на окружающую среду в Российской Федерации» (процедура ОВОС) [2];

- инструкции по экологическому обоснованию хозяйственной и иной деятельности;

- практического пособия к СП 11-101 по разработке раздела «Оценка воздействия на окружающую среду»;

- пособия к СНиП 11-01 по разработке раздела проектной документации «Охрана окружающей среды».

11.3 Природоохранные мероприятия на всех стадиях проектирования должны разрабатываться на основе ОВОС с детальностью, соответствующей степени экологического риска в зоне влияния магистрального нефтепровода. ОВОС необходимо проводить для природных компонентов (геологической среды, поверхностных и подземных вод, атмосферного воздуха, почв, растительности, животного мира) и природных комплексов (ландшафтов) в зоне влияния нефтепровода, на основании материалов инженерно-экологических изысканий (по СП 11-102), а также инженерно-геологических и инженерно-метеорологических изысканий.

11.4 Разделы предпроектной и проектной документации «Оценка воздействия на окружающую среду» и «Охрана окружающей среды» с результатами ОВОС должны содержать:

- сведения о современной и прогнозируемой природной обстановке районов прохождение трассы нефтепровода, хозяйственном использовании территории,

- количественные показатели состояния компонентов природной среды (воздух, поверхностные и подземные воды, почвы, растительный и животный мир);

- оценку ареалов и интенсивности проявления опасных природных процессов, существующих до начала строительства;

- основные сведения о магистральном нефтепроводе, технических и технологических решениях, планируемых сроках строительства;

- сведения о видах и уровнях воздействий нефтепровода на компоненты окружающей среды в период строительства и эксплуатации:

- оценку экологического риска при возможных аварийных ситуациях на магистральном нефтепроводе;

- сведения об объемах, видах, степени токсичности, условиях размещения, вывоза и утилизации отходов производства и потребления, образующихся при строительстве и эксплуатации магистрального нефтепровода;

- мероприятия по снижению и ликвидации негативных воздействий строительства и эксплуатации магистрального нефтепровода на окружающую среду (природоохранные мероприятия);

- предложения по экологическому мониторингу на всех этапах строительства и эксплуатации магистрального нефтепровода.

11.5 Зона влияния магистрального нефтепровода на окружающую среду должна включать:

- полосу землеотвода для проведения строительных работ (для линейной части - по СН 452-73);

- ареалы прямых и косвенных влияний за пределами полосы землеотвода, определяемые на основании данных, полученных в результате проведения ОВОС.

11.6 Экологический риск необходимо оценивать по вероятности возникновения неблагоприятных для природной среды и человека последствий магистрального нефтепровода.

Параметры экологического риска определяются исходя из масштабов возможного аварийного загрязнения компонентов природной среды, кадастровой оценки природных ресурсов, а также для исчисления размера взысканий за ущерб природной среде, установленных в соответствии с действующим федеральным законодательством РФ.

11.7 Проектируемые мероприятия по охране атмосферного воздуха должны быть разработаны на основе расчетов выбросов от стационарных и передвижных источников загрязнения атмосферного воздуха, и обеспечивать непревышение нормативов качества атмосферного воздуха в соответствии с экологическими, санитарно-гигиеническими нормами и правилами.