Магистральные нефтепроводы. Нормы проектирования (стр. 2 )

3.112 чрезвычайная ситуация; ТС: Обстановка на определенной территории или акватории, сложившаяся в результате аварии, опасного природного явления, катастрофы, стихийного или иного бедствия, которые могут повлечь или повлекли за собой человеческие жертвы, ущерб здоровью людей или окружающей среде, значительные материальные потери и нарушение условий жизнедеятельности людей. Различают чрезвычайные ситуации по характеру источника (природные, техногенные, биолого-социальные и военные) и по масштабам.

3.113 экологический риск: Вероятность наступления события, имеющего неблагоприятные последствия для природной среды и вызванного негативным воздействием хозяйственной и иной деятельности, чрезвычайными ситуациями природного и техногенного характера.

3.114 электроприемник: Аппарат, агрегат и др., предназначенный для преобразования электрической энергии в другой вид энергии.

4 Сокращения

В настоящем документе применены следующие сокращения:

АВР	- автоматическое включение резерва;
АПУ	- архитектурно-планировочное управление;
АРП	- аварийно-ремонтный пункт;
АСУ ТП	- автоматизированная система управления технологическими процессами;
АТР	- активный тектонический разлом
БПО	- база производственного обслуживания;
ВЛ	- высоковольтная линия
ВОЛС	- волоконно-оптическая линия связи;
ВПП	- вертолетная посадочная площадка
ГВВ	- горизонт высоких вод
ГЗШ	- главная заземляющая шина
ДОН	- декларация о намерениях;
ДЭС	- дизельная электростанция;
ЕАСУ	- единая автоматизированная система управления;
ЗПУ	- запасной пункт управления;
ЗС ГО	- защитные сооружения гражданской обороны;
ЗСИ	- средства индивидуальной защиты;
ИТМ ГОЧС	- инженерно-технические мероприятия гражданской обороны по предупреждению чрезвычайных ситуаций;
КЗУ	- комплексное защитное устройство;
КИПиА	- контрольно-измерительные приборы и автоматика;
КП	- контролируемый пункт системы телемеханики;
КПП	- камера приема, пуска (пропуска) СОД;
КЛС	- кабельная линия связи;
ЛВЖ	- легковоспламеняющаяся жидкость;
ЛВС	- локальная вычислительная сеть;
ЛПДС	- линейная производственно-диспетчерская станция;
ЛЭС	- линейная эксплуатационная служба;
МДП	- местный диспетчерский пункт;
МРЗ	- максимальное расчетное землетрясение
МН	- магистральный нефтепровод;
МНА	- магистральный насосный агрегат;
МНС	- магистральная насосная станция (магистральная насосная);
МЧС России	- Министерство Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий;
НКПРП	- нижний концентрационный предел распространения пламени;
ННБ	- наклонно-направленное бурение;
НПЗ	- нефтеперерабатывающий завод;
НПС	- нефтеперекачивающая станция;
НСТ	- несущая способность трубопровода
ОВБ	- оперативно-выездная бригада
ОВПФ	- опасные и вредные производственные факторы;
ОИ	- обоснование инвестиций;
ПВД	- полиэтилен высокого давления;
ПЗ	- проектное землетрясение
ПКУ	- пункт контроля и управления
ПЛК	- программируемый логический контроллер;
ПНС	- подпорная насосная станция (подпорная насосная)
ПОО	- потенциально опасный объект;
ППМН	- подводный переход магистрального нефтепровода
ПСП	- приемо-сдаточный пункт;
ПУЭ	- правила устройства электроустановок;
РВС	- резервуар вертикальный стальной;
РВСП	- резервуар вертикальный стальной с понтоном;
РВСПК	- резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей;
РДП	- районный диспетчерский пункт;
РП	- резервуарный парк;
РРЛ	- радиорелейная линия связи;
CAP	- система автоматического регулирования давления;
СДКУ	- система диспетчерского контроля и управления;
СИ	- средство измерения;
СИКН	- система измерения количества и показателей качества нефти;
СОД	- средство очистки и диагностики;
СОУ	- система обнаружения утечек;
СП	- свод правил по проектированию и строительству;
ССВД	- система сглаживания волн давления;
ТДП	- территориальный диспетчерский пункт;
ТМ	- телемеханика;
ТИГГН	- территориальная инспекция государственного геонадзора;
ТЭО	- технико-экономическое обоснование;
УАВР	- участок аварийно-восстановительных работ;
УАК	- узел автоматической коммутации;
УКВ	- ультракороткие волны;
ЦБПО	- центральная база производственного обслуживания;
ЦРРЛ	- цифровая радиорелейная линия связи;
ЧС	- чрезвычайная ситуация.

5 Основные положения

5.1 Общие положения

5.1.1 Основанием для выполнения проектно-изыскательских работ является задание на проектирование. Задание на проектирование разрабатывается заказчиком в соответствии с требованиями ОР-20.02-74.20.11-КТН-009-05. Исходные данные, включаемые в задание на проектирование, содержат:

- наименование и место расположения начального и конечного пунктов магистрального трубопровода, промежуточных пунктов приема нефти от поставщиков и сдачи ее получателям;

- объемы перекачки нефти в млн. т/год при полном развитии с указанием роста загрузки по этапам (годам) с учетом помесячной пропускной способности в течении года;

- перечень подлежащих перекачке различных нефтей с указанием их количества по этапам, пунктам приема и сдачи и характеристики нефтей;

- коэффициент неравномерности перекачки;

- характеристики нефти по плотности и вязкости при температуре 20 °С;

- температуру застывания;

- перечень пунктов сброса и подкачки нефтей с указанием объемов сброса по годам (по этапам) и по сортам;

- среднемесячные температуры нефти, поступающей на головную НПС и пункты приема (подкачки) (только в случае наличия данных о зависимости плотности и вязкости от температуры);

- требования по организации управления нефтепроводами;

- необходимость обратной перекачки.

Начальным пунктом проектируемого магистрального нефтепровода является головная НПС. Конечным пунктом - НПС с резервуарным парком этого или другого нефтепровода, предприятие нефтепереработки, нефтехимии, пункты перевалки на другие виды транспорта (железная дорога, морские и речные суда).

Условия подключения МН к объектам нефтедобычи и нефтепереработки производятся в соответствии с ОР-16.01-60.30.00-КТН.

5.1.2 Для обеспечения заданной пропускной способности магистрального нефтепровода должно предусматриваться развитие его по очередям за счет увеличения числа насосных станций.

5.1.3 Проектная организация должна осуществлять авторский надзор по результатам реализации проекта за соответствием проектных и фактических параметров, а именно: пропускной способности, давления на приеме и выходе НПС, значений вязкости, плотности и температуры нефти.

5.1.4 В состав линейной части магистральных нефтепроводов входят:

- трубопроводы с ответвлениями, лупингами, вставками, перемычками и резервными нитками, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения насосных станций, узлами пропуска и пуска-приема СОД, узлами защиты и регулирования давления;

- установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии;

- средства телемеханики, технологической связи, оперативного управления и помещения для их размещения;

- вдольтрассовые линии электропередач;

- устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты;

- противоэрозионные и защитные сооружения нефтепроводов;

- вдольтрассовые проезды, сооружаемые при соответствующем технико-экономическом обосновании, опознавательные, запрещающие и предупредительные знаки местонахождения нефтепроводов;

- блокировочные трубопроводы между параллельными магистральными нефтепроводами.

5.1.5 Нефтепроводы должны прокладываться подземно (подземная прокладка).

Прокладка нефтепроводов на опорах (надземная прокладка) допускается при соответствующем обосновании в случаях, приведенных в 7.6.1. При этом должны предусматриваться специальные мероприятия, обеспечивающие надежную и безопасную эксплуатацию нефтепроводов.

5.1.6 Прокладка нефтепроводов должна осуществляться одиночно или в техническом коридоре параллельно другим действующим или проектируемым магистральным трубопроводам.

5.1.7 Предельно допустимые (суммарные) объемы транспортирования продуктов в пределах одного технического коридора и расстояния между этими коридорами должны устанавливаться согласно требованиям СНиП 2.01.51.

5.1.8 Не допускается прокладка магистральных нефтепроводов по территориям населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, аэродромов, железнодорожных станций, морских и речных портов, пристаней и других аналогичных объектов.

5.1.9 Проектирование магистральных нефтепроводов, прокладываемых по территории населенных пунктов или отдельных предприятий, должно осуществляться в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03, СНиП 2.05.13.

5.1.10 Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения магистральных нефтепроводов и их объектов (при любом виде прокладки), вокруг них должны устанавливаться охранные зоны, размеры которых и порядок производства в них сельскохозяйственных и других работ установлены в правилах, утвержденных Госгортехнадзором России [1]:

- вдоль трасс нефтепроводов - в виде участка земли, ограниченного условными линиями, проходящими в 25 метрах от оси нефтепровода с каждой стороны;

- вдоль трасс многониточных нефтепроводов - в виде участка земли, ограниченного условными линиями, проходящими на указанных выше расстояниях от осей крайних нефтепроводов;

- вдоль подводных переходов - в виде участков водного пространства от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящими от осей крайних ниток переходов на 100 метров с каждой стороны;

- охранная зона КПП СОД с емкостями - 50 м;

- вокруг головных и промежуточных перекачивающих и наливных насосных станций, резервуарных парков, узлов измерения продукции, наливных и сливных эстакад, пунктов подогрева нефти - в виде участка земли, ограниченного замкнутой линией, отстоящей от границ территорий указанных объектов на 100 метров во все стороны.

5.1.11 Температура нефти поступающей в нефтепровод, должна устанавливаться исходя из возможности транспортирования продукта и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий в соответствии с 7.7.5 настоящего РД, прочности и устойчивости нефтепровода.

5.1.12 В проекте должны быть определены испытательные участки, указаны значения испытательных давлений, указаны точки установки опрессовочных агрегатов и приборов измерения давления.

5.1.13 Оформление проектно-сметной документации должно осуществляться в соответствии с требованиями РД-91.010.30-КТН-170-06.

5.2 Последовательность проектирования

5.2.1 Стадийность и необходимый объем проектирования объектов нового строительства, объектов на существующих площадках магистрального нефтепровода, а также при реконструкции, капитальном или выборочном ремонте и демонтаже определяются в техническом задании на проектирование в соответствии с требованиями нормативных документов.

5.3 Подготовка исходных данных

5.3.1 Подготовка объекта к проектированию заключается в сборе исходных данных об объекте проектирования, предпроектном обследовании объекта, предварительном выборе трассы и разработке материалов к отводу земель под строительство, получении необходимых технических условий на подсоединение к дорогам общего пользования, источникам внешнего снабжения и на пересечение с существующими транспортными и инженерными коммуникациями. Подготовка объекта к проектированию осуществляется заказчиком, или делегируется проектной или специализированной организации на основании договора и нотариальной доверенности, дающей право исполнителю представлять интересы заказчика в государственных службах и сторонних организациях.

Длина МН должна определяться с учетом удлинения из-за рельефа местности.

5.3.2 В соответствии с Земельным Кодексом Российской Федерации [3] юридическое лицо (заказчик), должно обратиться в исполнительный орган государственной власти или орган местного самоуправления с заявлением о предоставлении земельного участка и предварительном согласовании места размещения объекта. В заявлении указываются назначение объекта, предполагаемое место его размещения, размер площади земельного участка, испрашиваемое право на земельный участок (для предоставления этих данных проектировщик по поручению заказчика готовит необходимую информацию).

5.3.3 Одновременно с оформлением землеустроительного дела для организации проектирования заказчик получает технические условия на подключение к инженерным сетям, на пересечение с коммуникациями и искусственными препятствиями, получает архитектурно-планировочное задание в органах архитектуры.

5.4 Инженерные изыскания

5.4.1 Состав и объемы инженерных изысканий определяются требованиями РД 153-39.4Р (ВСН).

При выдаче технического задания заказчик представляет изыскательской организации имеющиеся у него материалы ранее выполненных инженерных изысканий на площадке, участке, трассе проектируемого строительства и другие материалы о природных условиях района.

5.4.2 Инженерные изыскания выполняются при наличии разрешений, выдаваемых отделами по делам строительства и архитектуры исполнительных органов местной администрации при объеме работ до 100 га и в ТИГГН - при больших объемах.

5.4.3 Для выполнения инженерных изысканий составляются и оформляются техническое задание, программа изысканий, получается разрешение на проведение изыскательских работ в ТИГГН или в АПУ.

5.4.4 Техническое задание на инженерные изыскания составляется заказчиком в соответствии с ОР-20.02-74.20.11-КТН-009-05 и содержит сведения и данные, необходимые и достаточные для организации и производства изысканий, составления программы и отчетных материалов.

5.4.5 По результатам инженерных изысканий должен быть построен сжатый профиль трассы для расстановки НПС и разработки всех возможных режимов перекачки с построением эпюры рабочих давлений для раскладки труб и для разработки рабочей документации по линейной части.

6 Нормы технологического проектирования

6.1 Основные показатели магистрального нефтепровода

6.1.1 При проектировании должны быть указаны следующие основные показатели магистрального нефтепровода:

- длина нефтепровода (с учетом рельефа);

- расчетные значения вязкости, плотности и температуры перекачиваемой нефти по участкам трассы;

- расчетная пропускная способность нефтепровода по участкам трассы;

- границы и протяженность технологических участков, количество и вместимость резервуарных парков;

- диаметр нефтепровода;

- количество и места расположения НПС с емкостью и промежуточных нефтеперекачивающих станций, допустимое рабочее давления на выходе НПС, проходящее давление на НПС по этапам развития;

- построение эпюры рабочих давлений для всех возможных режимов перекачки для раскладки труб в графическом виде на сжатом профиле;

- номинальная толщина стенки труб по участкам трассы нефтепровода;

- эпюры несущей способности трубопровода;

- эпюра максимальных давлений при переходном процессе в результате отключения одной из промежуточных НПС при максимальных режимах перекачки;

- эпюра испытательных давлений;

- эпюра допустимых рабочих давлений;

- эпюра допустимых давлений при переходных процессах;

- номинальная толщина стенки и системы защиты, обеспечивающие безопасную эксплуатацию трубопровода с данной толщиной стенки;

- технические характеристики насосного оборудования;

- места установки узлов приема, пуска и пропуска СОД;