• Текст документа
  • Статус
Оглавление
Поиск в тексте
Действующий


РД 153-39.4-113-01

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ


НОРМЫ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ



Дата введения 2002-07-01

Предисловие

1. РАЗРАБОТАН ОАО "Гипротрубопровод" при участии рабочей группы специалистов ОАО "АК "Транснефть".

ВНЕСЕН Управлением развития систем магистральных трубопроводов Минэнерго России и ОАО "АК "Транснефть".

2. СОГЛАСОВАН:

Госгортехнадзором России (письмо N 10-03/573 от 10.07.2001 г.); Первым вице-президентом ОАО "АК "Транснефть" В.В.Калининым (письмо N 16/6972 от 09.10.2001 г.).

Составители: Ю.И.Спектор, А.Б.Скрепнюк, A.M.Анохин, Т.А.Андреева, Л.М.Беккер, Л.М.Квятковский, И.В.Рыбаков, Ю.С.Скорняков, А.А.Шибанов, (ОАО "Гипротрубопровод"); Ю.В.Лисин, А.Е.Сощенко, А.А.Безверхов, А.М.Демин (ОАО "АК "Транснефть").

3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом Минэнерго России от 24 апреля 2002 года N 129.

4. ВВОДИТСЯ ВЗАМЕН ВНТП 2-86 "Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов", утвержденных приказом Миннефтепрома СССР от 17.12.1986 г. N 780.

     1 Область применения


Настоящий руководящий документ (РД) устанавливает требования к проектированию магистральных нефтепроводов условными диаметрами от 200 до 1200 мм включительно и ответвлений от них.

РД является обязательным при технологическом проектировании новых и реконструкции действующих магистральных нефтепроводов.

РД устанавливает нормы, регламентирующие требования на разработку технологических решений при проектировании магистральных нефтепроводов.

РД не распространяется на проектирование нефтепроводов специального назначения (промысловых, сборных, полевых и т.п.); нефтепроводов, прокладываемых в морских акваториях, и не учитывает дополнительных требований при строительстве нефтепроводов в районах с сейсмичностью свыше 8 баллов для нефтепроводов, укладываемых подземно, и свыше 6 баллов для нефтепроводов, укладываемых надземно; нефтепроводов, прокладываемых в зонах с вечномерзлыми грунтами; нефтепроводов, прокладываемых по территории населенных пунктов, а также нефтепроводов с давлением свыше 10 МПа (100 кгс/смРД 153-39.4-113-01 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов).

При проектировании расширения или реконструкции действующих объектов магистральных нефтепроводов требования настоящего РД распространяются только на расширяемую или реконструируемую часть объектов.

РД не учитывает специфические особенности проектирования нефтепроводов для газонасыщенных нефтей, нефтепроводов с попутным подогревом ("горячих" нефтепроводов).

2 Нормативные ссылки


В настоящем РД использованы ссылки на следующие нормативные документы.

2.1 Стандарты МЭК

МЭК(IЕС) 61131-1 (1992)

Контроллеры программируемые. Часть 1. Общие сведения

МЭК (IEC) 61131-3 (1993)

Контроллеры программируемые. Часть 3. Языки программирования

МЭК IEC/TS 61158-4(1999)

Шины полевые для систем автоматического регулирования и управления технологическими процессами. Часть 4. Спецификация протокола канала передачи данных.

2.2 Государственные стандарты

ГОСТ 8.395-80

ГСИ. Нормальные условия измерения при поверке. Общие требования

ГОСТ 8.417-81

ГСИ. Единицы физических величин

ГОСТ 8.430-88

ГСИ. Обозначения единиц физических величин для печатающих устройств с ограниченным набором знаков

ГОСТ 8.563.1-97

ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Диафрагмы, сопла ИСА 1932 и трубы Вентури, установленные в заполненных трубопроводах круглого сечения. Технические условия.

ГОСТ 8.563.2-97

ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Методика выполнения измерений с помощью сужающих устройств

ГОСТ 8.563.3-97

ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Процедура и модель расчетов. Программное обеспечение

ГОСТ 9.602-89

ЕСЗКС. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ 12.0.003-74

ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация

ГОСТ 12.1.003-83

ССБТ. Шум. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.1.004-91

ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.005-88

ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.1.007-76

ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

ГОСТ 12.1.010-76

ССБТ. Взрывобезопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.012-90

ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.018-93

ССБТ. Пожаровзрывобезопасность статического электричества. Общие требования

ГОСТ 12.2.044-80

ССБТ. Машины и оборудование для транспортирования нефти. Требования безопасности

ГОСТ 12.3.002-75

ССБТ. Процессы производственные. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.4.124-83

ССБТ. Средства защиты от статического электричества. Общие технические требования

ГОСТ 15150-69

Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды.

ГОСТ 20995-75

Котлы паровые стационарные давлением до 3,9 МПа. Показатели качества питательной воды и пара

ГОСТ 21563-93

Котлы водогрейные. Основные параметры и технические требования

ГОСТ 26976-86

Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы

ГОСТ Р 51164-98

Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ Р 51330.13-99

Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 14. Электроустановки во взрывоопасных зонах (кроме подземных выработок)

ГОСТ Р 51330.16-99

Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 17. Проверка и техническое обслуживание электроустановок во взрывоопасных зонах (кроме подземных разработок)

2.3 Нормативные и методические документы по строительству

СНиП 2.04.01-85

Внутренний водопровод и канализация зданий

СНиП 2.04.02-84

Водоснабжение. Наружные сети и сооружения

СНиП 2.04.03-85

Канализация. Наружные сети и сооружения

СНиП 2.04.05-91

Отопление, вентиляция и кондиционирование

СНиП 2.04.07-86

Тепловые сети

СНиП 2.04.09-84

Пожарная автоматика зданий и сооружений

СНиП 2.05.06-85

Магистральные трубопроводы

СНиП 2.09.04-87

Административные и бытовые здания

СНиП 2.11.03-93

Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы

СНиП 3.05.05-84

Технологическое оборудование и технологические трубопроводы

СНиП II-3-79

Строительная теплотехника

СНиП II-12-77

Защита от шума

СНиП II-35-76

Котельные установки

СНиП III-42-80

Магистральные трубопроводы

СНиП 11-01-95

Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений

СНиП 23-01-99

Строительная климатология

СНиП 23-05-95

Естественное и искусственное освещение

СП 11-101-95

Порядок разработки, согласования, утверждения и состав обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и ооружений

СП 11-107-98

Порядок разработки и состав раздела "Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны. "Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций" проектов строительства

СП 34-101-98

Выбор труб для магистральных нефтепроводов при строительстве и капитальном ремонте

СП 41-101-95

Проектирование тепловых пунктов

СН 527-80

Инструкция по проектированию технологических стальных трубопроводов на Ру до 10 МПа

МИ 670-84

Определение потребности поверочных подразделений в производственных ресурсах

МИ 2284

ГСИ. Документация поверочных лабораторий

МИ 2322-99

ГСИ. Типовые нормы времени на поверку средств измерений

МИ 185-79

Методические указания по расчету численности подразделений ведомственных метрологических служб

МИ 646-84

Типовые проектные решения по созданию АСУ метрологическим обслуживанием предприятий и организаций

ПР 50-732-93

ГСИ. Типовое положение о метрологической службе государственных органов управления РФ и юридических лиц

РМГ 29-99

ГСИ. Метрология. Основные термины и определения

ПР 50.2.013-97

ГСИ. Порядок аккредитации метрологических служб юридических лиц на право аттестации методик выполнения измерений и проведения метрологической экспертизы документов

РД 39-5-1108

Типовые нормы времени на обслуживание систем измерения количества нефти и трубопоршневых установок

РД 39-5-1227

Норматив обменного фонда оборудования и нормы расхода запасных частей и материалов на техническое обслуживание систем измерения количества нефти и трубопоршневых установок

РД 153-39.4-087-01

Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения

РД 153-39.4-039-99

Нормы проектирования ЭХЗ магистральных нефтепроводов и площадок МН

РД 153-39.4-078-01

Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз

РД 153-39ТН-008-96

Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений НПС

РДБТ 39-0147171-003-88

Требования к установке датчиков стационарных газосигнализаторов в производственных помещениях и на наружных площадках нефтяной и газовой промышленности

РД 39-0144103-354-89

Типовое положение о лаборатории, производящей анализы нефти при приемосдаточных операциях

СанПиН 2.2.1/2.1.1.1031-01

Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов

ВНТП 3-90

Нормы технологического проектирования для нефтепродуктопроводов

ВНТП 5-95

Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз)

ВНТП 213-93

Радиорелейные линии передачи прямой видимости

ВСН 1-93

Инструкция по проектированию молниезащиты радиообъектов

ВСН 51-115-004-97

Инструкция по проектированию и строительству волоконно-оптических линий связи (ВОЛС) газопроводов

ВСН 116-93

Инструкция по проектированию линейно-кабельных сооружений связи

ВСН 332-93

Инструкция по проектированию электроустановок предприятий и сооружений электросвязи, проводного вещания, радиовещания и телевидения

ПУЭ

Правила устройства электроустановок. Издание шестое. Главгосэнергонадзор России, М., 2000 г.

ППБ 01-93

Правила пожарной безопасности в Российской Федерации

ППБ 104-95

Проектирование систем оповещения людей о пожаре в зданиях и сооружениях

НПБ 105-95

Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности

НПБ 110-99

Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией

ВППБ 01-05-99

Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов

HP 34-70-051-83

Нормы качества подпиточной сетевой воды тепловых сетей

3 Определения


В настоящем РД применяют следующие термины с соответствующими определениями

Пропускная способность

Расчетное количество нефти, которое может пропустить нефтепровод в единицу времени при заданных параметрах нефти, с учетом установленного оборудования и несущей способности трубопровода

Магистральный нефтепровод

Инженерное сооружение, состоящее из трубопроводов с арматурой и связанных с ними нефтеперекачивающих станций, хранилищ, нефти и других технологических объектов, обеспечивающих приемку, транспортировку, сдачу нефти потребителям, или перевалку на другой вид транспорта

Нефтепровод

Сооружение из труб, соединительных деталей и арматуры для передачи на расстояние нефти

Рабочее давление

Наибольшее избыточное давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации магистрального нефтепровода

Отвод

Трубопровод, предназначенный для подачи нефти от магистрального нефтепровода потребителям

Лупинг

Участок линейной части нефтепровода, проложенный параллельно основному для увеличения пропускной способности

Резервная нитка

Трубопровод, проложенный параллельно основной магистрали для обеспечения резервирования на случай ее повреждения

Блокировочный трубопровод

Участок трубопровода, соединяющий два магистральных нефтепровода для обеспечения использования их на параллельную работу от одной НПС

Байпасный трубопровод

Участок трубопровода, параллельный основному

Головная насосная станция

Начальная насосная станция нефтепровода с емкостью, осуществляющая операции по приему нефти с нефтепромысловых предприятий для дальнейшей транспортировки магистральному нефтепроводу

Нефтеперекачивающая станция (НПС)

Комплекс сооружений и устройств для приема и перекачки нефти насосными установками по магистральному нефтепроводу

Совмещенная нефтеперекачивающая станция

Комплекс из нескольких (двух или более) НПС разных нефтепроводов, расположенных на прилегающих территориях и имеющих часть сооружений совместного использования

Магистральная насосная

Комплекс технологического оборудования, осуществляющий повышение давления в магистральном трубопроводе с помощью магистральных насосных агрегатов

Подпорная насосная

Комплекс технологического оборудования, обеспечивающий бескавитационную работу магистральных насосных агрегатов

Система сглаживания волн давления

Комплекс оборудования и сооружений, осуществляющих снижение крутизны фронта волны повышения давления на приеме промежуточных НПС

Резервуарный парк

Комплекс взаимосвязанных резервуаров для выполнения технологических операций приема, хранения и откачки нефти

Узел учета количества и качества нефти

Комплекс оборудования, обеспечивающий измерение потока нефти в нефтепроводе

Приемные трубопроводы

Трубопроводы, по которым обеспечивается подача нефти к всасывающим патрубкам насосов

Расширение

Строительство дополнительных производств на действующем предприятии, а также строительство новых и расширение существующих отдельных цехов и объектов основного, подсобного и обслуживающего назначения на территории действующих предприятий, примыкающих к ним площадках в целях создания дополнительных или новых производственных мощностей (письмо Главгосархстройнадзора России от 28 апреля 1994 года N 16-14/63)

Реконструкция

Переустройство существующих цехов и объектов основного, подсобного и обслуживающего назначения, как правило, без расширения имеющихся зданий и сооружений основного назначения, осуществляемое по комплексному проекту на реконструкцию предприятия в целом, в целях увеличения производственных мощностей, улучшения качества, в основном без увеличения численности работающих (письмо Главгосархстройнадзора России от 28 апреля 1994 года N 16-14/63)

4 Перечень сокращений

СОД

средство очистки и диагностики

ЛЭС

линейная эксплуатационная служба

НПС

нефтеперекачивающая станция

ССВД

система сглаживания волн давления

ЛПДС

линейная производственно-диспетчерская станция

ТЭО

технико-экономическое обоснование

ННБ

наклонно-направленное бурение

МН

магистральная насосная

РВС

резервуар вертикальный стальной

АСУТП

автоматизированная система управления технологическим процессом

РДП

районный диспетчерский пункт для автоматизированной системы управления технологическими процессами

ТДП

территориальный диспетчерский пункт

МДП

местный диспетчерский пункт

ЕАСУ

единая автоматизированная система управления

ПЛК НПС (ЛПДС)

программно-логические контроллеры НПС (ЛПДС)

АРМ

автоматизированное рабочее место

ЛВС

локальная вычислительная сеть

РУМН

районное управление магистральных нефтепроводов

АСУП

автоматизированная система управления предприятием

НКПВ

нижний концентрационный предел воспламенения

ПН

подпорная насосная

ПУЭ

правила устройства электроустановок

НПЗ

нефтеперерабатывающий завод

УУН

узел учета нефти

НА

насосный агрегат

БПО

база производственного обслуживания

ЦБПО

центральная база производственного обслуживания

СИ

средство измерения

АВП

аварийно-восстановительный пункт

АРП

аварийно-ремонтный пункт

СИКН

система измерения качества и количества нефти

ДЭС

дизельная электростанция

ПВД

полиэтилен высокого давления

КЗУ

комплексное защитное устройство

АВР

автоматическое включение резерва

ЛВЖ

легковоспламеняющаяся жидкость

СДКУ

система диспетчерского контроля и управления

ПСП

приемосдаточный пункт

ЦРРЛ

цифровая радиорелейная линия связи

КЛС

кабельная линия связи

ВОЛС

волоконно-оптическая линия связи

УКВ

ультракороткие волны

РРЛ

радиорелейная линия связи

ДОН

декларация о намерениях

ОИ

обоснование инвестиций

РД

рабочая документация

РП

рабочий проект

ОВОС

оценка воздействия на окружающую среду

ООС

охрана окружающей среды

УЛФ

установки по улавливанию легких фракций

ПДК

предельно-допустимая концентрация

ВЭР

вторичные энергетические ресурсы

ИТМ ГО ЧС

инженерно-технические мероприятия гражданской обороны по предупреждению чрезвычайных ситуаций

ЧС

чрезвычайная ситуация

ГО

гражданская оборона

ПОО

потенциально опасный объект

СУПЛАВ

специализированное управление по предотвращению и ликвидации аварий

ЦРС

центральная ремонтная служба

СКЗ

станция катодной защиты

5 Основные показатели

5.1 Основные технологические параметры магистральных нефтепроводов

5.1.1 В состав магистральных нефтепроводов входят:

- трубопровод с ответвлениями, лупингами и перемычками, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения насосных станций, узлами пуска-приема СОД;

- установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии;

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

- линии электропередач, предназначенные для обслуживания нефтепроводов;

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

- противоэрозионные и защитные сооружения нефтепроводов;

- земляные амбары для временного хранения нефти при авариях;

- здания и сооружения линейной службы эксплуатации нефтепроводов (ЛЭС, пункты обогрева, усадьбы линейных обходчиков, вертолетные площадки и т.п.);

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

- головные, промежуточные перекачивающие, наливные насосные станции;

- резервуарные парки;

- пункты подогрева нефти;

- нефтеналивные эстакады и причалы.

Полный перечень сооружений магистрального нефтепровода приведен в Приложении Б.

5.1.2 К основным параметрам магистрального нефтепровода относятся: производительность, диаметр, протяженность, число нефтеперекачивающих станций, рабочее давление и емкость резервуарных парков.

5.1.3 Проектирование нефтепроводов выполняется на основе задания на проектирование, составленного в соответствии с требованиями СНиП 11-01, которое кроме основных параметров должно содержать:

- наименование начального и конечного пунктов магистрального трубопровода;

- производительность нефтепровода в млн.т в год при полном развитии с указанием роста загрузки по этапам (годам);

- перечень нефтей (или их смесей), подлежащих перекачке по нефтепроводу с указанием количества каждого сорта, характеристики нефтей (или их смесей), включая температуру застывания, вязкость для условий перекачки, упругость паров и плотность;

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

- условия поставки и приема;

- коэффициент неравномерности перекачки;

- требования по организации управления нефтепроводами;

- необходимость обратной перекачки.

5.1.4 Для обеспечения заданной производительности магистрального нефтепровода должно предусматриваться развитие его по очередям за счет увеличения числа насосных станций. В отдельных случаях допускается сооружение лупингов или вставок при их технико-экономическом обосновании. Допускается проектирование магистрального нефтепровода с последующим строительством второй нитки в следующих случаях:

- заданная производительность не обеспечивается одной ниткой;

- увеличение производительности нефтепровода до пределов, указанных в задании на проектирование, намечается в сроки, превышающие 8 лет;

- упругость паров нефти, поступающей в резервуарные парки, при заданной производительности за счет тепловыделения в нефтепроводе превышает 66,5 кПа (500 мм рт.ст.).

5.1.5 Диаметр и толщины стенок труб магистрального нефтепровода должны определяться на основании технико-экономических расчетов. Для предварительных расчетов при выборе параметров магистральных нефтепроводов следует руководствоваться данными, приведенными в таблице 5.1.


Таблица 5.1

Производительность
нефтепровода, млн.т/год

Диаметр (наружный), мм

Рабочее
давление


МПа

кгс/смРД 153-39.4-113-01 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов

0,7-1,2

219

8,8-9,8

90-100

1,1-1,8

273

7,4-8,3

75-85

1,6-2,4

325

6,6-7,4

67-75

2,2-3,4

377

5,4-6,4

55-65

3,2-4,4

426

5,4-6,4

55-65

4-9

530

5,3-6,1

54-62

7-13

630

5,1-5,5

52-56

11-19

720

5,6-6,1

58-62

15-27

820

5,5-5,9

56-60

23-55

1020

5,3-5,9

54-60

41-90

1220

5,1-5,5

52-56


5.1.6 Основные параметры нефтепровода определяются, исходя из обеспечения производительности нефтепровода при расчетных значениях плотности и вязкости перекачиваемой нефти. Производительность нефтепровода определяется с учетом коэффициента неравномерности перекачки. Величину коэффициента неравномерности перекачки следует принимать для:

- трубопроводов, идущих параллельно с другими нефтепроводами и образующими систему, - 1,05;

- однониточных нефтепроводов, подающих нефть от пунктов добычи к системе трубопроводов, - 1,10;

- однониточных нефтепроводов, по которым нефть от системы нефтепроводов подается к нефтеперерабатывающему заводу, а также однониточных нефтепроводов, соединяющих систему, - 1,07.

Суточная пропускная способность нефтепровода определяется, исходя из характеристик устанавливаемого оборудования, несущей способности трубопровода, закладываемого в проекте максимального режима перекачки с учетом действующих ограничений (часы максимума и т.п.).

5.1.7 Расчетные вязкость и плотность нефти должны приниматься при минимальной температуре нефти с учетом тепловыделения в нефтепроводе, обусловленного трением потока и теплоотдачи в грунт, при минимальной температуре грунта на глубине оси трубопровода.

5.1.8 При последовательной перекачке нефти разного сорта число циклов (количество изменений сорта нефти) должно определяться на основании технико-экономических расчетов. Для предварительных расчетов принимается от 52 до 72 циклов в год.

5.1.9 Последовательную перекачку нефти разного сорта следует предусматривать прямым контактом или с применением разделителей в зависимости от допустимого объема образующейся смеси.

5.1.10 Объем смеси, образующейся в трубопроводе при последовательной перекачке нефти разного сорта, определяется расчетом.

5.1.11 При последовательной перекачке на НПС с емкостью и на наливных станциях магистральных нефтепроводов должны предусматриваться приборы для контроля состава нефти.

5.1.12 Режим последовательной перекачки следует предусматривать при обязательном отключении резервных ниток трубопровода. На трубопроводах, предназначенных для последовательной перекачки нефти разного сорта, сооружение лупингов не допускается.

5.2 Фонды времени и режим работы

5.2.1 Режим работы магистральных нефтепроводов непрерывный, круглосуточный.

5.2.2 Расчетное время работы магистральных нефтепроводов с учетом остановки на регламентные работы и ремонт принимается равным 8400 часов или 350 дней в году.

6 Линейная часть

6.1 Линейная часть магистральных нефтепроводов проектируется в соответствии со СНиП 2.05.06.

6.2 Расчетную толщину стенок трубопровода следует определять в соответствии с расчетной эпюрой давлений с учетом категории участка.

Расчетная эпюра давлений должна определяться по эксплуатационным участкам нефтепровода между соседними станциями с емкостью. При I категории электроснабжения промежуточных НПС эпюра давлений должна строиться через станцию при внеплановом ее отключении. В противном случае, из условия подачи нефти от каждой промежуточной НПС на НПС с емкостью последующего эксплуатационного участка, или на промежуточную НПС, имеющую I категорию электроснабжения. Построение эпюры давлений должно производиться с учетом этапов развития нефтепровода. При этом во всех случаях эпюра давлений должна строиться с учетом возможности отключения любой НПС.

При автоматическом перекрытии линейной части на водных переходах в случае аварийного отключения нефтепровода, производимого без предварительного отключения магистральных насосов, эпюра давлений должна быть расчетной с учетом гидроудара. При этом установка ССВД для защиты данного участка не требуется.

6.3 Определение категорий участков нефтепровода производится по СНиП 2.05.06.

6.4 Расчет трубопровода на прочность и устойчивость выполняется по разделу 8 СНиП 2.05.06.

6.5 Трубы для магистральных нефтепроводов должны применяться в соответствии с "Инструкцией по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности" и СП 34-101.

6.6 Для линейной части магистральных нефтепроводов должны применяться изоляционные материалы, гарантирующие безаварийную работу нефтепровода (по причине внешней коррозии) в течение всего срока эксплуатации.

Для этого должны применяться трубы с заводской (базовой) изоляцией, а также мастичные покрытия усиленного типа, наносимые в трассовых условиях.

Изоляционные материалы должны соответствовать ГОСТ Р 51164, ведомственным регламентирующим документам.

6.7 Запорную арматуру на трассе нефтепровода следует устанавливать в зависимости от рельефа местности и в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06.

Кроме того, необходимо предусмотреть установку запорной арматуры на подводных переходах через водные преграды шириной более 10 м по зеркалу воды в межень и глубиной более 1,5 м.

При расстановке запорной арматуры критерием является минимум приведенных затрат на сооружение, техническое обслуживание, ремонт запорной арматуры и ликвидацию разливов нефти в случае возможных аварий, включая ущерб окружающей среде.

Установка запорной арматуры должна обеспечивать доступ к фланцевым соединениям корпуса и сальниковым устройствам и соединяться с трубопроводом на сварке.

6.8 Линейная запорная арматура на трассе нефтепровода должна быть равнопроходной, иметь привод и устройства системы управления, обеспечивающие возможность ручного, местного и дистанционного управления.

С обеих сторон запорной арматуры должна быть предусмотрена установка манометров класса точности не ниже 1. За запорной арматурой по потоку нефти должна быть предусмотрена установка сигнализатора прохождения СОД.

6.9 Для многониточных подводных переходов должна быть одна общая резервная нитка на два нефтепровода одного направления при условии, что диаметр и толщина стенки трубы на резервной нитке обеспечивают перекачку при максимальной заданной производительности и рабочем давлении.

6.10 На магистральных нефтепроводах должны предусматриваться узлы пуска-приема СОД, которые следует использовать также для приема и пуска разделителей при последовательной перекачке.

Узлы пуска-приема СОД следует устанавливать на НПС с учетом максимального развития нефтепровода с расстоянием между ними не более 280 км. Узлы пуска-приема СОД должны предусматриваться также на лупингах и отводах протяженностью более 3 км и резервных нитках подводных переходов независимо от их протяженности.

6.11 Схемы узлов пуска-приема СОД в зависимости от их расположения на нефтепроводе должны обеспечивать различные варианты технологических операций: прием и пуск, только пуск или только прием СОД.

НПС, на которых не предусматривается пуск и прием СОД, должны иметь узлы пропуска СОД, обвязка которых позволяет осуществлять пропуск СОД как с остановкой, так и без остановки НПС.

6.12 В состав узла пуска-приема СОД должны входить:

- камеры приема и пуска СОД;

- трубопроводы, арматура и соединительные детали;

- емкость для дренажа нефти из камер приема и пуска;

- погружной насос откачки нефти из емкости;

- механизм для извлечения, перемещения и запасовки СОД;

- сигнализаторы прохождения СОД;

- приборы контроля давления.

6.13 На криволинейных участках нефтепровода радиус изгиба должен быть не менее пяти диаметров трубопровода из условия прохождения диагностических приборов и средств очистки. Местное уменьшение внутреннего диаметра нефтепровода, обусловленное наличием запорной арматуры, фасонных деталей, неровностей не должно превышать 3% от внутреннего диаметра нефтепровода.

6.14 Допускается работа нефтепровода с неполным сечением. При значительном перепаде высот на обратных склонах на магистральных нефтепроводах должны предусматриваться станции защиты (и регулирования в случае необходимости) для предотвращения повышения давления в трубопроводе выше несущей способности трубы.

6.15 Для выполнения планового обслуживания трасс магистральных нефтепроводов предусматривается ЛЭС с расположением на ЛПДС (НПС), которая эксплуатирует участок нефтепровода.

Одна ЛЭС обслуживает в обычных условиях участок трассы нефтепровода протяженностью 200-250 км, а в районах с участками трассы, проходящими по труднодоступным местам (по болотам, в горной местности) 80-100 км.

Размещение и техническое оснащение пунктов по восстановлению трубопровода и ликвидации разлива нефти при аварии на подводных переходах магистрального нефтепровода должно соответствовать действующим руководящим документам.

Техническое обслуживание и наблюдение за магистральными нефтепроводами и сооружениями на трассе должно предусматриваться с использованием существующих, а при их отсутствии, проектируемых подъездных дорог и вдольтрассовых проездов, не исключая использование высокопроходимой техники и воздушного транспорта.

6.16 У каждой НПС, узлов пуска-приема СОД и линейных задвижек следует предусматривать устройство вертолетных площадок. При наличии развитой дорожной сети и возможности подъезда к запорной арматуре во все времена года вертолетные площадки возле нее допускается не предусматривать.

6.17 В северной климатической зоне для временного размещения аварийно-восстановительных служб на трассе должны быть предусмотрены пункты обогрева, располагаемые с интервалом 30-40 км у мест установки линейных задвижек.

Для остальных регионов необходимость сооружения пунктов обогрева и их месторасположение должны быть определены в задании на проектирование.

Постоянное проживание обслуживающего персонала в пунктах обогрева не предусматривается.

6.18 Ежедневный осмотр подводных переходов, выполненных обычным способом (траншейным), и прилегающих участков трасс магистральных нефтепроводов обеспечивается обходчиками, размещаемыми в усадьбах линейных обходчиков (жилом доме с надворными постройками).

Дом обходчика должен быть обеспечен связью с оператором НПС.

6.19 На подводных переходах нефтепроводов категории В (двухниточных и однониточных) необходимо предусматривать причал для катера, пункты хранения технических средств по улавливанию и сбору нефти с водной поверхности, очистке берегов и рекультивации, совмещенные с усадьбой линейного обходчика.

6.20 Для магистрального нефтепровода должен быть предусмотрен аварийный запас труб суммарной длиной 0,1% от протяженности нефтепровода. Складирование аварийного запаса следует предусматривать на НПС.

6.21 В целях обеспечения сохранности, создания безопасных условий эксплуатации, предотвращения несчастных случаев и исключения возможности повреждения нефтепроводов устанавливается охранная зона в соответствии с "Правилами охраны магистральных трубопроводов".

Проектом должна быть предусмотрена установка на местности опознавательных знаков нефтепровода, сигнальных знаков и постоянных реперов в местах пересечения магистрального нефтепровода с водными преградами, знаков "Остановка запрещена" в местах пересечения с автодорогами и предупредительных знаков в соответствии с "Правилами охраны магистральных трубопроводов" и "Правилами технической эксплуатации магистральных нефтепроводов".

6.22 Строительство или реконструкцию подводных переходов следует выполнять траншейным методом, способом наклонно-направленного бурения (ННБ) или микротоннелирования.

Выбор способа определяется на стадии ТЭО (проект) с учетом геолого-топографических условий сооружения переходов.

7 Технологическая часть

7.1 Нефтеперекачивающие и наливные станции

7.1.1 Нефтеперекачивающие станции магистрального нефтепровода подразделяются на головные и промежуточные.

Головная НПС - это нефтеперекачивающая станция, расположенная в начале нефтепровода и работающая только по схеме "через емкость" или "с подключенной емкостью", с возможностью работы, в случае необходимости, по схеме "из насоса в насос" с учетом п.7.1.28.

В состав технологических сооружений головной перекачивающей станции входят: резервуарный парк, подпорная насосная, узел учета, магистральная насосная, узел регулирования давления, фильтры-грязеуловители, узлы с предохранительными устройствами, а также технологические трубопроводы.

Остальные НПС нефтепровода являются промежуточными. Они могут быть с емкостью и без емкости. В состав технологических сооружений промежуточной станции без емкости входят: магистральная насосная, фильтры-грязеуловители, узел регулирования давления, ССВД, а также технологические трубопроводы.

Состав технологических сооружений промежуточных НПС с емкостью аналогичен головной перекачивающей станции.

7.1.2 Наливные станции предназначаются для приема нефти из магистрального трубопровода в емкость и налива нефти в железнодорожные вагоны-цистерны.

Проектирование наливных станций должно производиться по нормам технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз) ВНТП-5.

7.1.3 На магистральных нефтепроводах большой протяженности должна предусматриваться организация эксплуатационных участков протяженностью от 400 до 600 км, обеспечивающих независимую работу нефтеперекачивающих станций по схеме "из насоса в насос" без использования емкости.

7.1.4 Расстановка НПС должна производиться с учетом равномерного распределения давления по всем насосным станциям нефтепровода.

7.1.5 НПС должны размещаться после перехода нефтепроводом больших рек на площадках с благоприятными топогеологическими условиями, а также возможно ближе к населенным пунктам, железным и шоссейным дорогам, источникам электроснабжения и водоснабжения.

7.1.6 Головные НПС предусматривается располагать на площадках центральных пунктов подготовки нефти, вблизи резервуарных парков с использованием существующих систем энергоснабжения, водоснабжения, канализации и других вспомогательных сооружений, если это не противоречит специальным нормам. При параллельной прокладке нефтепроводов проектируемые площадки НПС совмещаются с площадками действующего нефтепровода.

7.1.7 Подключение нефтепроводов к магистральным нефтепроводам должно выполняться только на НПС по следующим схемам:

- на НПС с емкостью с подачей нефти от объектов нефтедобычи в резервуарный парк;

- на промежуточной НПС без емкости с подкачкой нефти от объектов нефтедобычи на прием магистральной насосной.

7.1.8 Решение по выбору точки подключения в каждом конкретном случае принимается, исходя из условий обеспечения безопасной работы, возможности приема в магистральный нефтепровод запрашиваемых объемов подкачки нефти и технических условий на подключение.

7.1.9 Все НПС на участках магистрального нефтепровода с одной и той же пропускной способностью оснащаются однотипным оборудованием.

7.1.10 Для перекачки нефтей по магистральным нефтепроводам может использоваться как последовательная, так и параллельная схема включения насосов МН.

При работе НПС в горных условиях необходимо применять параллельную схему включения насосов. Считать, что НПС работает в горных условиях, если при ее отключении происходит остановка потока.

7.1.11 В случае если расчетная подача может быть обеспечена насосами с роторами на различную подачу, то должен выбираться ротор на меньшую подачу.

На период эксплуатации магистральных нефтепроводов до сооружения всех НПС проектом должны предусматриваться сменные роторы для магистральных насосов.

7.1.12 Напор центробежных насосов должен приниматься в соответствии с требуемым давлением на НПС для обеспечения заданной производительности нефтепровода.

7.1.13 Число рабочих центробежных насосов в каждой МН должно определяться исходя из расчетного рабочего давления насосной, характеристики насоса, характеристик перекачиваемых нефтей, режима перекачки и быть не более трех.

7.1.14 На каждую группу рабочих насосов МН необходимо предусматривать установку одного резервного насоса.

7.1.15 Работа всех НПС по схеме "из насоса в насос" без использования емкости должна предусматриваться в пределах эксплуатационных участков нефтепровода.

7.1.16 При расчетах приемных нефтепроводов должна производиться проверка неразрывности струи с учетом упругости паров при максимальной температуре перекачиваемой нефти. Расчет производится по ведомственным руководящим документам.

7.1.17 На НПС с емкостью для подачи перекачиваемой нефти к основным насосам, если они не располагают необходимым кавитационным запасом, должна быть предусмотрена установка подпорных насосов. Установка насосов в заглубленном помещении не допускается.

В группе до четырех подпорных насосов необходимо устанавливать один резервный.

На выходных линиях подпорных насосов до магистральных насосов должны устанавливаться арматура и оборудование, рассчитанные на давление не ниже 2,5 МПа (25 кгс/смРД 153-39.4-113-01 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов).

7.1.18 На НПС с емкостью должна предусматриваться установка узлов с предохранительными устройствами и автоматически открывающаяся задвижка для защиты по давлению технологических трубопроводов резервуарного парка.

Автоматически открывающаяся задвижка также предназначена для защиты от перелива нефти из резервуаров.

Один узел должен устанавливаться на приемных трубопроводах резервуарного парка, а второй между подпорной и магистральной насосными, а при наличии узла учета - между подпорной насосной и узлом учета нефти. Число рабочих устройств для первого узла рассчитывается на максимальный расход нефти, а для второго узла на 70% от максимального расхода. На каждом узле следует предусматривать не менее 30% резервных пред охранительных устройств от числа рабочих.

До и после каждого предохранительного устройства следует устанавливать отключающие задвижки с ручным приводом. При эксплуатации эти задвижки должны быть опломбированы в открытом положении.

Трубопроводы после предохранительных устройств должны быть уложены с уклоном не менее 0,002 в сторону зачистного насоса.

7.1.19 Для опорожнения технологических трубопроводов и оборудования должны предусматриваться самотечные дренажные трубопроводы со сбросом нефти в заглубленные емкости. Дренажные трубопроводы прокладываются с уклоном не менее 0,002.

7.1.20 На участке трубопровода после МН до узла регулирования должен быть установлен быстродействующий обратный клапан (без демпфера).

7.1.21 Для поддержания заданных величин давлений (минимального на входе и максимального на выходе МН) предусматривается регулирование давления методом дросселирования, или, при соответствующем обосновании, применением гидромуфт или электропривода с регулируемым числом оборотов.

Узел регулирования должен состоять не менее чем из двух регулирующих устройств. Схема узла регулирования должна обеспечивать равномерное распределение потока и предусматривать прямые участки до и после регулирующих устройств длиной не менее 5 диаметров.

Выбор параметров регулирующих устройств должен осуществляться с учетом обеспечения регулирования при отключении одного из регулирующих устройств и перепада давления при отсутствии регулирования, равного 2030 кПа при двух работающих устройствах. Максимальный перепад принимается равным полному напору одного магистрального насоса при подаче, равной пропускной способности нефтепровода.

7.1.22 В соответствии со СНиП 2.05.06 на промежуточных НПС магистральных нефтепроводов диаметром 720 мм и выше должны предусматриваться ССВД. Применение ССВД на нефтепроводах меньшего диаметра обосновывается расчетами.

7.1.23 При появлении волн давления ССВД должна обеспечивать сброс части потока нефти из приемной линии МП в резервуары-сборники.

7.1.24 ССВД должна срабатывать при повышении давления в нефтепроводе на величину не более 0,3 МПа от установившегося давления в нефтепроводе, происходящем со скоростью выше 0,3 МПа/с. Дальнейшее повышение давления в зависимости от настройки ССВД должно происходить плавно со скоростью от 0,01 до 0,03 МПа/с. Начальная величина повышения давления и скорость повышения давления ССВД должны настраиваться плавно или ступенями.

7.1.25 ССВД должна иметь не менее двух исполнительных органов. Характеристика исполнительных органов должна обеспечивать поддержание параметров, указанных в п.7.1.24, при выходе из строя одного из них. ССВД должна быть предпочтительно прямого действия без внешних источников питания.

7.1.26 ССВД должна устанавливаться на байпасе приемной линии НПС после фильтров-грязеуловителей с установкой двух задвижек с электроприводом, отключающих ССВД от приемной линии НПС. Диаметр байпасного трубопровода выбирается так, чтобы площадь сечения его была не менее половины площади сечения приемной линии.

7.1.27 До и после исполнительных органов ССВД должна предусматриваться установка задвижек с ручным приводом. Задвижки должны быть опломбированы в открытом положении.

7.1.28 Объем резервуаров-сборников для сброса нефти от ССВД должен быть не менее:

для нефтепроводов диаметром 1220 мм - 500 мРД 153-39.4-113-01 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов ;

для нефтепроводов диаметром 1020 мм - 400 мРД 153-39.4-113-01 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов;

для нефтепроводов диаметром 820 мм - 200 мРД 153-39.4-113-01 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов;

для нефтепроводов диаметром 720 мм и менее -150 мРД 153-39.4-113-01 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов.

7.1.29 Технологическая схема НПС с емкостью должна обеспечивать возможность работы по схеме "из насоса в насос", при этом необходимо предусматривать снижение максимального рабочего давления на предыдущей НПС до безопасного уровня.

7.1.30 При последовательной схеме включения насосов МН технологическая схема НПС должна обеспечивать возможность параллельно-последовательной работы НА с учетом наличия или перспективы строительства параллельных нефтепроводов.

7.1.31 Отключаемые надземные участки трубопроводов НПС должны иметь защиту от повышения давления вследствие колебания температуры.

7.1.32 Запорная арматура (задвижки, шаровые краны) и обратные клапаны с концами под приварку должны устанавливаться подземно; фланцевая - наземно.

7.1.33 Оборудование и арматура, устанавливаемые на открытом воздухе, без укрытия, должны применяться в климатическом исполнении, соответствующем микроклиматическому району размещения НПС по СНиП 23-01.

7.1.34 Испытание трубопроводной обвязки магистральных насосных агрегатов должно предусматриваться совместно с насосами с учетом ограничений заводов - изготовителей оборудования, арматуры, труб и соединительных деталей.

7.1.35 Для привода насосов должны применяться электродвигатели в исполнении, обеспечивающем их установку в соответствии с категорией помещения (общий машинный зал с насосами, машинный зал с противопожарной стенкой/перегородкой) или на открытых площадках.

7.1.36 На НПС с емкостью предусматриваются лаборатории для выполнения анализов перекачиваемой нефти. Лаборатория должна соответствовать требованиям, устанавливаемым РД 39-0144103-354. Типовое положение о лаборатории, производящей анализы нефти при приемосдаточных операциях.

7.1.37 Классификацию взрывопожароопасных зон - см. Приложение В.

7.1.38 Проектирование причалов для слива-налива нефти выполняется по "Нормам технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз)" ВНТП-5.

7.2 Резервуарные парки

7.2.1 Суммарный полезный объем резервуарных парков нефтепровода распределяется следующим образом.

Головная нефтеперекачивающая станция магистрального нефтепровода должна располагать емкостью в размере от двухсуточной до трехсуточной производительности нефтепровода.

На НПС с емкостью, расположенных на границе эксплуатационных участков, а также в месте перераспределения потока нефти между нефтепроводами должна предусматриваться резервуарная емкость в размере 0,3-0,5 суточной производительности нефтепроводов. При выполнении приемосдаточных операций на НПС резервуарная емкость должна быть в пределах 1,0-1,5 суточной производительности нефтепровода.

7.2.2 При нескольких параллельных нефтепроводах суммарный полезный размер резервуарной емкости должен определяться от суммы суточных производительностей каждого нефтепровода.

7.2.3 При последовательной перекачке нефтей объем резервуарных парков каждой НПС с емкостью и конечного пункта определяется по "Нормам технологического проектирования для нефтепродуктопроводов" ВНТП-3.

7.2.4 Полезная емкость (объем) резервуарных парков определяется по таблице 7.1 с учетом коэффициента полезной емкости, который равен отношению полезного объема резервуара к строительному номиналу. Полезный объем резервуара определяется по нормативным верхним и нижним уровням, рассчитываемым по времени, необходимому для выполнения оперативных действий.

7.2.5 Количество резервуаров на НПС должно определяться с учетом ежегодного вывода в капитальный ремонт в соответствии с утвержденным нормативным коэффициентом 7-12% емкости по строительному номиналу с учетом единичной емкости резервуаров. Единичная емкость резервуаров выбирается из расчета установки не менее двух однотипных резервуаров на НПС, а в случае проведения приемосдаточных операций по резервуарам - не менее трех однотипных резервуаров.


Таблица 7.1

Тип резервуара

Коэффициент использования емкости

Вертикальный стальной 5-10 тыс. мРД 153-39.4-113-01 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов без понтона

0,79

То же, с понтоном

0,76

Вертикальный стальной 20 тыс. мРД 153-39.4-113-01 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов без понтона

0,82

Вертикальный стальной 20-100 тыс. мРД 153-39.4-113-01 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов с понтоном

0,79

То же, с плавающей крышей

0,83

Железобетонный заглубленный 10-30 тыс. мРД 153-39.4-113-01 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов (для существующих резервуаров)

0,79


7.2.6 В целях защиты резервуаров от перелива и защиты технологических трубопроводов и арматуры от превышения давления в составе резервуарного парка необходимо дополнительно предусматривать резервуарную емкость в объеме 2-часовой производительности нефтепровода. Проектом должен предусматриваться сброс нефти по специальному трубопроводу от предохранительных устройств в резервуарный парк (не менее 2 резервуаров) или в 2 отдельных резервуара. Для обеспечения надежной работы предохранительного устройства должны быть предусмотрены средства зачистки трубопровода сброса.

7.2.7 Для сокращения потерь нефти должны применяться резервуары с плавающими крышами или с понтонами (применение других типов резервуаров требует выполнения технико-экономического обоснования).

7.2.8 Подогрев нефти, в случае необходимости, должен производиться с применением рециркуляционных систем с подогревом в теплообменных аппаратах или в печах.

7.2.9 При транспорте нефти, требующей подогрева, проектом определяется необходимость применения и тип тепловой изоляции резервуаров и трубопроводов из несгораемых материалов.

7.2.10 Оборудование резервуаров должно обеспечивать технологические операции по заполнению их нефтью и опорожнению, защиту от повышения и понижения давления в газовом пространстве, защиту от распространения пожара, тушение пожара. Перечень оборудования для различных типов резервуаров определен "Правилами технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз" РД 153-39.4-078. Применение компенсаторов на приемораздаточных патрубках резервуаров для ограничения усилий, передаваемых технологическими трубопроводами на резервуары, определяется проектом в зависимости от диаметров подводящих трубопроводов, емкости резервуаров и условий эксплуатации.

7.2.11 В резервуарах для нефти в целях предотвращения образования и удаления донных отложений должны устанавливаться системы размыва парафина с пригруженными соплами для железобетонных резервуаров и винтовые перемешивающие устройства для стальных. Для размыва парафина в железобетонных резервуарах следует предусматривать подачу нефти, как из магистрального нефтепровода, так и от насосных агрегатов с возможностью одновременной откачки нефти из резервуара.

7.2.12 Схемы технологических трубопроводов резервуарных парков должны обеспечивать опорожнение резервуаров, коллекторов резервуарного парка и подпорной насосной с помощью подпорных или зачистных насосов, а также предусматривать проектные решения, исключающие попадание газовоздушных пробок из подводящих трубопроводов в резервуары, оснащенные плавающими крышами или понтонами.

7.2.13 Внутри обвалования группы резервуаров допускается прокладка технологических трубопроводов, обслуживающих резервуары данной группы. Не допускается транзитная прокладка трубопроводов через соседние обвалования группы резервуаров. Устройство фланцевых соединений технологических трубопроводов и размещение задвижек в пределах обвалования (за исключением коренных) не допускается.

7.2.14 Конструктивные решения по ограждению каре резервуарных парков определяются технико-экономическим расчетом.

7.3 Технологические трубопроводы

7.3.1 Коллектор магистральной насосной от входа первого насоса до узла регулирования должен рассчитываться на давление, превышающее рабочее давление в магистральном нефтепроводе на 1,0-1,5 МПа.

7.3.2 Необходимость установки переходников с одного диаметра на другой при подключении НА определяется гидравлическим расчетом и техническими условиями завода-изготовителя.

7.3.3 На территории НПС, в том числе на территории резервуарного парка, прокладка нефтепроводов должна быть подземной. Трубопроводы, подлежащие опорожнению, должны укладываться с уклоном не менее 0,002.

Скорости движения нефти в трубопроводах должны составлять:

во всасывающих и самотечных трубопроводах 0,5-1,5 м/с;

в нагнетательных трубопроводах 0,5-7,0 м/с.

7.3.4 При параллельной прокладке магистрального нефтепровода с действующими магистральными нефтепроводами следует предусматривать соединительные (блокировочные) трубопроводы в устройствах приема и пуска (или пропуска) средств очистки и диагностики (СОД).

7.3.5 На трубопроводы от узлов пуска-приема СОД до магистральной насосной, а также от подпорной до магистральной насосной распространяются нормы проектирования магистральных трубопроводов (СНиП 2.05.06, СНиП III-42) на остальные - нормы проектирования технологических трубопроводов (СНиП 3.05.05, СН 527, ВНТП-5).

7.3.6 Установка запорной арматуры должна обеспечивать доступ для обслуживания фланцевых соединений и сальниковых устройств.

Соединение запорной арматуры с технологическими трубопроводами должно быть на сварке.

8 Автоматизация, телемеханизация и автоматизированные системы управления

8.1 Системы управления

8.1.1 При проектировании магистральных нефтепроводов или отдельных объектов на магистральных нефтепроводах должно предусматриваться их оснащение средствами автоматики, телемеханики и создание автоматизированных систем управления нефтепроводами (АСУ ТП).

8.1.2 Основными целями создания АСУ ТП являются:

- обеспечение транспортирования нефти с заданной производительностью при минимальных эксплуатационных затратах;

- повышение надежности работы нефтепроводного транспорта и предотвращение аварийных ситуаций;

- сокращение потерь нефти при транспортировании и хранении;

- обеспечение качества поставляемых нефтей;

- осуществление оперативного учета материальных и энергетических ресурсов и затрат;

- сокращение (до минимума) времени и объема обслуживания и ремонта нефтепровода.

8.1.3 Технологическим объектом управления для АСУ ТП может являться НПС, один или несколько отдельных нефтепроводов, или их эксплуатационных участков независимо от административного подчинения.

8.1.4 С целью повышения уровня эксплуатации, улучшения использования оборудования и ресурсов при определении организационной структуры АСУ ТП следует совмещать управление несколькими объектами в общем районном диспетчерском пункте (РДП). С учетом устойчивой работы линии связи и экономических соображений должно предусматриваться создание крупных РДП, вплоть до объединения всех НПС и линейной части в пределах территориального управления под контролем территориального диспетчерского пункта (ТДП).

8.1.5 Контроль и управление каждой насосной должны осуществляться централизованно. При размещении на одной площадке нескольких насосных в операторной одной из них следует предусматривать создание местного диспетчерского пункта (МДП) для дистанционного контроля и управления всеми насосными на этой площадке. На НПС с емкостями в МДП сосредотачивается также управление резервуарным парком, подпорной насосной, узлами учета и т.д.

8.1.6 Объемы автоматизации и состав средств в системах локальной автоматики НПС должны обеспечивать работу сооружений НПС без дежурного персонала при управлении средствами телемеханики, а также контроль и управление дежурным оператором при неисправности или отсутствии средств телемеханики.

8.1.7 Резервуарные парки должны быть оборудованы средствами местного и дистанционного измерения уровня в резервуарах, управления задвижками, участвующими в основных технологических операциях, а также системой автоматической защиты от перелива резервуаров и повышения давления в подводящих трубопроводах.

8.1.8 В состав комплекса технических средств АСУ ТП входят:

- вычислительный комплекс совместно с устройствами сбора, представления и регистрации информации;

- средства телемеханизации насосных станций и линейных сооружений;

- системы локальной автоматики нефтеперекачивающих станций, линейной части, пунктов приема и сдачи нефти;

- системы измерения (учета) количества и качества нефти, электроэнергии;

- аппаратура передачи данных.

8.1.9 Технические характеристики автоматизированных систем управления (быстродействие, надежность, точность выполнения функций и т.п.) принимаются в соответствии с требованиями на создание Единой автоматизированной системы управления (ЕАСУ).

8.1.10 Проектирование систем автоматики, телемеханики должно выполняться на базе микропроцессорных средств с учетом создания единых сетевых структур.

8.1.11 Все программно-логические контроллеры, применяемые в локальных системах автоматики, должны иметь возможность передавать информацию в технологическую сеть ПЛК НПС (ЛПДС). Все ПЛК должны соответствовать требованиям рекомендаций МЭК (IEC) 61131-1. Программирование ПЛК должно осуществляться в соответствии с требованиями МЭК (IEC) 61131-3.

В микропроцессорных системах автоматики предусматривается использование аварийного контроллера или блока ручного управления для реализации функций общестанционных защит и аварийной остановки НПС.

8.1.12 Для обеспечения обмена информацией между отдельными системами локальной автоматики использовать протоколы:

- Modbus для связи с вторичными блоками измерительных приборов;

- Modbus + для связи ПЛК различных систем локальной автоматики;

- протокол в соответствии с требованиями МЭК (IEC) 61158-4 для связи ПЛК различных систем локальной автоматики и передачи данных от интеллектуальных датчиков в ПЛК;

- канальный протокол Ethernet, транспортный TCP/IP для связи АРМ (систем верхнего уровня) локальных систем автоматики в локальную сеть МДП. При этом ЛВС МДП, в состав которой входят технические средства систем локальной автоматики, должна быть организована отдельно от ЛВС НПС (ЛПДС), РУМН, ТДП, используемой для задач АСУП.

8.1.13 Построение систем автоматики должно предусматривать модульность построения, обеспечивающую создание распределенных систем и возможность поэтапного внедрения средств автоматизации.

8.1.14 Параметры автоматизации и требования к средствам автоматизации отдельных объектов (насосные, резервуарные парки, узлы учета, системы энергоснабжения, вспомогательные системы) определяются по ведомственным нормативным документам.

8.2 Автоматическая защита

8.2.1 Магистральная насосная

8.2.1.1 Каждая МН должна иметь автоматические защиты, действующие на отключение всех насосных агрегатов при появлении следующих событий и ситуаций:

- снижение давления на входе НПС ниже минимального значения;

- повышение давления в коллекторе МН перед узлом регулирования (или перед узлом подогрева нефти, узлом учета нефти и т.п.) выше максимального значения;

- повышение давления на выходе НПС после узла регулирования (или другого технологического объекта трубопровода до линейной части) выше максимального значения;

- загазованность максимум до 40% нижнего концентрационного предела воспламенения (НКПВ) в помещениях МН и регуляторов давления, на установках подогрева нефти, в помещении маслосистемы и других производственных помещениях, относящихся к классу взрывоопасных зон В-1а;

- пожар в помещениях ПН и МН и регуляторов давления, на установках подогрева нефти, в помещении маслосистемы и в помещении электродвигателей (в насосных с разделительной стенкой);

- затопление общего укрытия (или помещения) магистральных насосов, помещений маслосистемы, камеры регуляторов давления, канализационной насосной неочищенных стоков;

- достижение максимального уровня нефти в сборнике утечек и сброса ударной волны;

- минимальное давление в камерах беспромвальной установки.

8.2.1.2 Магистральные насосные агрегаты должны иметь устройства автоматической защиты, обеспечивающие контроль параметров работы агрегата в соответствии с технической документацией заводов - изготовителей агрегата и РД 153-39ТН-008 и отключение этого агрегата при возникновении неисправности или аварийной ситуации.

8.2.1.3 Для местного контроля давления на входе и выходе магистральных насосов устанавливаются манометры с погрешностью измерения не выше класса 1,0. У последнего по потоку нефти магистрального агрегата манометр устанавливается только на входе. Для насосов вспомогательных систем устанавливаются манометры класса 2,5.

8.2.1.4 Погрешность датчиков (сигнализаторов), используемых для защит МН по давлениям, не должна превышать 1,5%.

8.2.1.5 Уставка защит по максимальным давлениям не должна превышать более чем на 10% рабочее давление в магистральном нефтепроводе, принятое при расчете на прочность нефтепровода по СНиП 2.05.06.

8.2.1.6 Уставка защиты по минимальному давлению на входе НПС должна быть выше 85% от величины кавитационного запаса насоса.

8.2.1.7 Срабатывание защит по загазованности, пожару, по затоплению и по максимальному уровню нефти в сборнике утечек и сброса ударной волны должно сопровождаться автоматическим отключением магистральных агрегатов, автоматическим закрытием задвижек подключения МН к нефтепроводу на промежуточных НПС. На НПС с емкостью автоматическое отключение магистральных агрегатов сопровождается автоматическим отключением подпорных агрегатов с автоматическим закрытием задвижек между подпорной насосной и резервуарным парком, между МН и ПН и закрытием выходной задвижки НПС. При пожаре дополнительно автоматически отключаются системы вентиляции в защищаемом помещении.

8.2.1.8 В защищаемых помещениях при пожаре следует предусматривать автоматическое отключение электродвигателей вспомогательных систем и других активных электроприемников (кроме аварийного освещения).

8.2.1.9 Срабатывание защиты по загазованности должно сопровождаться автоматическим включением всех имеющихся систем вентиляции данного помещения.

8.2.1.10 Срабатывание всех защит, перечисленных в п.8.2.1.1, должно сопровождаться автоматической световой и звуковой сигнализацией в месте постоянного пребывания дежурного эксплуатационного персонала.

Действие защит по пожару и загазованности должно также сопровождаться автоматическим звуковым сигналом оповещения по территории и световыми сигналами в соответствующем помещении. При отсутствии постоянного персонала в этом помещении световые сигналы должны располагаться перед входом в помещение. В помещениях насосных агрегатов световые и звуковые сигналы устанавливаются снаружи и внутри помещения.

8.2.1.11 Вблизи всех эвакуационных выходов из помещения с насосными агрегатами снаружи (в безопасных и доступных местах) должны быть установлены кнопки "Стоп" для аварийного отключения насосной по пожару.

8.2.1.12 Во всех закрытых помещениях с взрывоопасными зонами должны быть предусмотрены сигнализаторы довзрывоопасных концентраций горючих газов и паров (газосигнализаторы).

Установку газосигнализаторов следует выполнять в соответствии с РД БТ 39-07191-003.

8.2.2 Подпорная насосная

8.2.2.1 Подпорные насосные агрегаты должны иметь устройства автоматической защиты, обеспечивающие контроль работы агрегатов и их отключение в соответствии с технической документацией заводов-изготовителей агрегатов (насосов и электродвигателей) и РД 153-39ТН-008.

8.2.2.2 ПН при размещении в помещении должна иметь автоматические защиты, действующие на отключение насосных агрегатов по пожару, загазованности и затоплению аналогично МН (см. п.8.2.1.7).

8.3 Резервуарные парки

8.3.1 В резервуарных парках следует предусматривать:

- автоматическую защиту от перелива резервуаров и от превышения давления на подводящих трубопроводах;

- автоматическую пожарную сигнализацию и автоматизацию пожаротушения в соответствии со СНиП 2.11.03, ВНПБ 01-02-01.

С учетом требований по автоматизации предусматривается дистанционная система измерения уровня нефти в резервуарах, измерение средней температуры нефти, измерение уровня подтоварной воды.

8.3.2 Автоматическая защита от перелива должна обеспечивать закрытие задвижек на линиях подачи нефти в резервуар при достижении в нем максимального уровня нефти и открытие задвижки на линии сброса в аварийный резервуар. Настройка максимального уровня производится ниже уровня (аварийного), допускаемого несущей способностью резервуара, на величину, соответствующую количеству нефти, которое может поступить в резервуар за время закрытия задвижки налива, а также с учетом температурного расширения нефти.

Допустимый уровень (аварийный) по конструкции резервуара определяется:

- для резервуаров со стационарной крышей или со стационарной крышей и понтоном с пеногенераторами, встроенными в стенку резервуара, - нижним краем пеногенератора минус 0,3 м;

- для резервуаров со стационарной крышей при подслойном пожаротушении - отметкой верха стенки резервуара минус 0,3 м;

- для резервуаров со стационарной крышей и понтоном при подслойном пожаротушении нижней образующей верхнего ввода пенопровода минус 0,3 м;

- для резервуаров с плавающей крышей - отметкой верха стенки резервуара минус 0,3 м.

8.3.3 Для автоматической защиты от перелива должен использоваться отдельный датчик максимального уровня, не связанный с измерителем уровня оперативного контроля.

8.4 Автоматическая система пожаротушения

8.4.1 Общие требования.

8.4.1.1 При проектировании систем автоматизации пожаротушения кроме настоящих норм следует использовать следующие нормативные документы:

СНиП 2.04.09; СНиП 2.11.03; ППБ-01; НПБ 104; НПБ 110; ВППБ 01-05; ПУЭ; ГОСТ Р 51330.13; РД 153-39.4-087.

8.4.1.2 Автоматизация системы пожаротушения должна включать:

- автоматическую селективную пожарную сигнализацию места пожара;

- автоматическую световую и звуковую сигнализацию о возникновении пожара в соответствии с п.8.2.1.10;

- автоматическое, дистанционное и местное управление системой автоматического пожаротушения;

- автоматическое включение защит оборудования и помещений в соответствии с п.8.2.1.7, а также при дистанционном и местном пуске установок пожаротушения;

- автоматический контроль исправности системы пожарной сигнализации и пожаротушения;

- возможность снятия (квитирования) звуковой сигнализации; контроль световой и звуковой сигнализации (по вызову);

- автоматическое открытие задвижек систем пожаротушения на горящий объект;

- автоматический запуск насосов подачи раствора пенообразователя и систем охлаждения резервуаров;

- автоматический запуск резервных насосов систем пожаротушения и водоорошения.

8.4.1.3 Селективная (избирательная) сигнализация пожара и дистанционное управление системой автоматического пожаротушения должны предусматриваться в МДП (или в операторной при отсутствии МДП) с дублированием сигнализации о пожаре и срабатывании систем автоматического пожаротушения в пожарном посту и в операторной (при наличии в нем постоянного дежурного персонала).

8.4.1.4 Для автоматического пожаротушения помещений с взрывоопасными зонами и технологических объектов должны применяться установки, использующие способы и средства пожаротушения, согласованные с ГУГПС МВД России и рекомендованные для применения в соответствующих помещениях.

8.4.1.5 Автоматизация пенного пожаротушения должна предусматривать:

- автоматизацию заполнения пожарных насосов;

- автоматическое, дистанционное и местное включение насосов подачи воды и пенообразователя;

- автоматическое дозирование необходимого количества пенообразователя;

- автоматическое включение резервных насосов с электроприводом в случае отказа в работе рабочего насоса или невыхода его на режим в течение установленного времени;

- автоматическое селективное открытие запорной арматуры на линиях подачи пены к защищаемым объектам;

- местное управление устройствами компенсации утечки раствора пенообразователя из трубопроводов и сжатого воздуха из гидропневматических емкостей;

- отключение автоматического пуска насосов;

- сигнализацию минимального давления в напорной сети раствора и пенообразователя;

- автоматический контроль исправности системы пожарной сигнализации;

- автоматический контроль аварийного уровня воды и температуры в резервуарах пожарного запаса и уровня пенообразователя в резервуарах для пенообразователя;

- световую и звуковую сигнализацию возникновения пожара, контроль исправности звуковой и световой сигнализации (по вызову);

- снятие звуковой сигнализации.

8.4.2 Датчики пожарной сигнализации (пожарные извещатели)

8.4.2.1 Для сигнализации пожара в нефтенасосных и резервуарах следует применять извещатели, реагирующие на тепло или инфракрасное излучение.

8.4.2.2 Пожарные извещатели теплового типа должны иметь температуру срабатывания, не менее чем на 20 °С превышающую максимальную температуру окружающего воздуха с учетом местного нагрева оборудования.

8.4.2.3 Запуск системы автоматического пожаротушения должен осуществляться при срабатывании не менее двух пожарных извещателей.

Эта схема может реализовываться двумя лучами, к которым подключены разные датчики, или с помощью пожарного концентратора, принцип действия которого позволяет определить число сработавшихся в луче датчиков.

8.4.2.4 Пожарные извещатели следует устанавливать в соответствии со СНиП 2.04.09 и рекомендациями заводов-изготовителей.

8.4.3 Схемы автоматизации

8.4.3.1 Система автоматического пенного пожаротушения должна предусматривать селективное управление запорными устройствами на линиях подачи пены к защищаемым объектам.

8.4.3.2 Аппаратура автоматического управления насосами пожаротушения и запорными устройствами на пенопроводах может устанавливаться в операторной или в МДП НПС.

8.4.3.3 Включение системы автоматического пожаротушения должно сигнализироваться в защищаемом помещении одновременным световым и звуковым сигналами, устанавливаемыми в соответствии с п.8.2.1.10.

8.4.3.4 Система производственно-технического водоснабжения должна предусматривать автоматическую подачу воды в резервуары противопожарного запаса при включении пожарных насосов, а также закрытие задвижек на линиях подачи воды в систему производственно-технического водоснабжения при достижении уровня пожарного запаса в этих резервуарах.

8.4.3.5 Дистанционный контроль уровней и температуры воды в наземных резервуарах противопожарного запаса воды и раствора пенообразователя может осуществляться сигнализацией предельных уровней в операторной (МДП).

8.4.3.6 В операторной (МДП) для систем пенного пожаротушения следует предусматривать световую и звуковую сигнализацию:

- положения задвижек на линиях подачи пены к защищаемым помещениям;

- максимального и минимального давления в сети подачи воды при работе насосов пожаротушения;

- работы и неисправности насосов системы автоматического пожаротушения;

- предельных уровней и температуры воды в резервуарах противопожарного запаса воды и раствора пенообразователя;

- отключения звуковой сигнализации о пожаре;

- отключения автоматической подачи пены в нефтенасосную.

8.4.3.7 Звуковые сигналы о пожаре на месте (ревуны, сирены) могут быть общими с сигнализацией загазованности в помещениях или установках.

Световые сигналы о пожаре и загазованности в защищаемых помещениях должны быть раздельными.

9 Метрологическое обеспечение

9.1 Общие положения

9.1.1 Проектными организациями при проектировании объектов магистральных нефтепроводов в составе проектной документации должны быть разработаны материалы по:

- метрологическому обеспечению учета нефти при ее приеме, сдаче, хранении, движении и использовании на собственные нужды;

- метрологическому обеспечению основного и вспомогательных производств;

- организации метрологической службы на проектируемом объекте и ее оснащении.

Материалы по метрологическому обеспечению должны быть включены в состав общей пояснительной записки и рабочей документации.

Организация и проведение работ по метрологическому обеспечению должны осуществляться проектной организацией при соблюдении действующих государственных стандартов, правил и норм по обеспечению единства измерений.

9.1.2 Проектная документация подлежит обязательной метрологической экспертизе. Метрологическую экспертизу проектов проводят метрологические службы, аккредитованные на право проведения метрологической экспертизы проектной документации в соответствии с правилами по метрологии ПР 50.2.013.

9.1.3 Метрологической экспертизе подвергается следующая документация:

- заявки на разработку технических заданий;

- проекты технических заданий, заданий на проектирование;

- материалы пояснительной записки и рабочей документации проекта;

- документы и проектные решения, используемые в составе проекта (технические условия, программы и методики испытаний, эксплуатационные документы);

- другие виды документации, в том числе контрактные условия на закупку к данному проекту оборудования, технических и программных средств, соглашения в части вопросов обеспечения единства измерений при реализации проекта.

9.1.4 Применяемые в проектной документации наименования и обозначения физических величин и их единиц должны соответствовать международной системе единиц СИ, требованиям действующих стандартов (ГОСТ 8.417, ГОСТ 8.430).

9.1.5 Результаты метрологической экспертизы излагаются в экспертном заключении, вместе с которым рассмотренная проектная документация возвращается разработчикам для внесения изменений.

9.1.6 Применяемые метрологические термины должны соответствовать требованиям и рекомендациям стандартов и терминологических сборников (РМГ 29).

9.1.7 Документация должна предъявляться на метрологическую экспертизу комплектно в соответствии с действующими инструкциями и положениями, определяющими порядок оформления, учета, обращения и хранения проектной документации, и должна быть подписана разработчиками.

9.1.8 Решения по результатам метрологической экспертизы являются для разработчиков проекта обязательными.

9.2 Метрологическое обеспечение при проведении учетных операций и при использовании нефти на собственные нужды

9.2.1 Для обеспечения учета количества и качества нефти в системе магистральных нефтепроводов должны проектироваться узлы учета нефти (УУН).

9.2.2 В зависимости от выполняемых функций УУН делятся на коммерческие и оперативные. Коммерческие УУН предназначены для измерения количества и показателей качества нефти при приемке в систему магистральных нефтепроводов, сдаче НПЗ, на экспорт, на налив в морской и речной транспорт, налив в железнодорожные и автоцистерны. Оперативные УУН предназначены для оперативного контроля движения нефти и могут являться резервными средствами для коммерческих систем.

9.2.3 Погрешность измерений коммерческих и оперативных УУН должна соответствовать требованиям ГОСТ 26976.

9.2.4 УУН предусматриваются в пунктах:

- приема от нефтедобывающих предприятий;

- приема и сдачи смежным предприятиям;

- приема и сдачи НПЗ, на экспорт, на налив в морской и речной транспорт, налив в железнодорожные и автоцистерны.

9.2.5 Все средства измерений, входящие в состав УУН, должны иметь сертификаты утверждения типа Госстандарта России.

9.2.6 При проектировании в состав УУН должны включаться:

- блок измерительных линий;

- блок обработки информации;

- блок контроля качества нефти;

- метрологическое оборудование рабочие эталоны;

- узел регулирования давления и расхода;

- устройство гарантированного питания;

- аналитическая лаборатория.

9.2.7 На входе в УУН устанавливается блок фильтров-грязеуловителей для предварительной грубой очистки нефти.

9.2.8 На входе в измерительные линии должны быть установлены фильтры тонкой очистки нефти.

9.2.9 Число рабочих и резервных (не менее) измерительных линий коммерческого УУН должно определяться из условий обеспечения заданной точности измерения в диапазоне производительности нефтепровода с учетом экстремальных режимов перекачки. На наливных пунктах в морской и речной транспорт нефтеизмерительная система должна работать с заданной точностью в пределах режимов погрузки нефти в танкеры.

9.2.10 Входной и выходной коллекторы должны иметь подключения с противоположных сторон.

9.2.11 Задвижки технологической обвязки (выходные и на трубопоршневую установку) должны иметь абсолютное закрытие с контролем герметичности.

9.2.12 Технологическая схема и состав оборудования УУН должны соответствовать требованиям государственных стандартов, метрологических норм и правил, ведомственных нормативов по проектированию и эксплуатации УУН.

9.2.13 Системы измерений количества и показателей качества нефти резервуарных (товарных) парков.

9.2.13.1 Товарные парки - группы технологически обвязанных резервуаров, предназначенных в качестве резервной схемы для измерения количества и качества нефти при приеме в систему магистральных нефтепроводов, сдаче НПЗ, на экспорт, на налив в морской и речной транспорт, налив в железнодорожные и автоцистерны, а также хранения, подготовки, смешения (компаудирования) нефти, принятой от грузоотправителей для транспортировки в системе магистральных нефтепроводов.

9.2.13.2 Все резервуары должны иметь действующие градуировочные таблицы и быть оборудованы автоматическими системами измерений.

9.2.13.3 Все средства измерений должны быть поверены и иметь соответствующие действующие сертификаты.

9.2.14 Испытательные химико-аналитические лаборатории.

9.2.14.1 Для определения физико-химических показателей нефти все проектируемые объекты магистральных нефтепроводов, на которых планируется проведение операций по приему-сдаче или отпуску нефти, должны иметь в своем составе аккредитованные испытательные лаборатории.

9.2.14.2 Лаборатории должны быть оснащены средствами измерений, лабораторными анализаторами с сертификатом об утверждении типа Госстандарта РФ.

9.2.15 Системы для учета нефти на собственные нужды.

Проектом должны быть определены исходные данные о годовом расходовании нефти на собственные нужды (при необходимости с сезонной разбивкой), установлены нормативы расхода нефти. На основании данных должен быть произведен выбор метода и средств измерений.

9.2.15.1 При динамическом методе измерений для учета нефти на потоке система должны быть оснащена:

- первичными измерительными преобразователями (расходомеры, массомеры);

- вторичной электронной аппаратурой.

9.2.15.2 При статическом методе измерений для учета нефти должны применяться системы измерений количества и показателей качества нефти в резервуарах.

9.2.16 Системы для оперативного измерения на потоке и обеспечения информации обнаружения утечек транспортируемой нефти между НПС.

9.2.16.1 Требования к данным системам по составу должны соответствовать пункту 9.2.1 в случае их применения на границах магистральных нефтепроводов между двумя территориальными правлениями, а также на НПС, где происходит перераспределение грузопотоков между магистральными нефтепроводами, без оснащения эталонным оборудованием.

9.2.16.2 Для целей оперативного контроля транспортируемой нефти состав системы должен обеспечивать измерение объема, температуры и давления нефти с требуемой точностью.

9.3 Метрологическое обеспечение основного и вспомогательного производств

Доступ к полной версии этого документа ограничен

Ознакомиться с документом вы можете, заказав бесплатную демонстрацию систем «Кодекс» и «Техэксперт».

Что вы получите:

После завершения процесса оплаты вы получите доступ к полному тексту документа, возможность сохранить его в формате .pdf, а также копию документа на свой e-mail. На мобильный телефон придет подтверждение оплаты.

При возникновении проблем свяжитесь с нами по адресу spp@kodeks.ru

РД 153-39.4-113-01 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов

Название документа: РД 153-39.4-113-01 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов

Номер документа: 153-39.4-113-01

Вид документа: РД

Принявший орган: Минэнерго России

Статус: Действующий

Опубликован: официальное издание

М.: ОАО "АК "Транснефть", 2002 год

Дата принятия: 24 апреля 2002

Дата начала действия: 01 июля 2002
Информация о данном документе содержится в профессиональных справочных системах «Кодекс» и «Техэксперт»
Узнать больше о системах