19.2 Компоновка технологических установок, агрегатов и др. оборудования, поставляемого промышленностью в исполнении УХЛ4 по ГОСТ 15150, должна осуществляться в помещениях, капитальных или в сборно-разборных укрытиях или в блок-боксах заводского изготовления.
19.3 При размещении оборудования в помещениях должны предусматриваться:
- основные проходы по фронту обслуживания магистральных насосных агрегатов, имеющих регулирующую и запорную арматуру, местные контрольно-измерительные приборы и т.п., шириной не менее 1,0 м;
- проходы между агрегатами необходимой ширины, достаточные для съема и выноса оборудования при ремонте, но не менее 2 м;
- ремонтные площадки, достаточные для разборки оборудования и его частей при техническом обслуживании и осмотрах без загромождения рабочих проходов, основных и запасных выходов и т.п.;
- центральные или основные проходы должны быть прямолинейными и свободными;
- минимальные расстояния для проходов устанавливаются между выступающими частями оборудования с учетом фундаментов, ограждения и т.п. дополнительных устройств.
19.4 При использовании оборудования в исполнении УХЛ1 или УХЛ2 по ГОСТ 15150 для работы на открытом воздухе его размещение должно осуществляться по соответствующим строительным нормам с обеспечением необходимых разрывов, с устройством подъездов к ним как для специальных технологических установок.
В районах с холодным климатом при соответствующем обосновании размещать это оборудование разрешается в кожухах или укрытиях независимо от его климатического исполнения для обеспечения нормальных условий обслуживания и ремонта.
19.5 Нормы рабочей площади на МН (укрытие) с 4-мя магистральными насосными агрегатами с применением их последовательного или параллельного соединения и стандартных строительных конструкций и унифицированного шага колонн равны:
- для МН с подачей до 3600 м3/ч - не менее 430 м2 /110 м2 на 1 агрегат/;
- для МН с подачей свыше 3600 до 12500 м3/ч включительно не менее 670 м2 /170 м2 на 1 агрегат/.
19.6 Нормы размещения и нормы рабочей площади на электрооборудование и электроустановки НПС определяются по ПУЭ.
19.7 На площадках НПС должны предусматриваться складские помещения для хранения инвентаря, инструмента, узлов и запасных деталей и осуществления профилактического ремонта и оборудования.
19.8 Степень огнестойкости зданий принимается в соответствии со СНиП 2.09.02.
19.9 Категории помещений и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности для помещений и сооружений НПС магистральных нефтепроводов, принятые по ВППБ 01-05, приведены в Приложении В.
19.10 Территория площадки нефтеперекачивающей насосной станции по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности с учетом функционального назначения подразделяется на зоны:
I зона - технологические установки нефтепроводов. Общее укрытие насосных агрегатов, узел учета нефти, узел обвязки насосного агрегата, блок перекачки утечек нефти, блок-бокс регулятора давления, блок фильтров-фязеуловителей, блок-бокс маслосистемы насосных агрегатов, наружные технологические установки (в том числе емкости масла, топлива, сборники утечек нефти и нефтесодержащих стоков с насосными установками, блочная насосная станция производственных стоков), блок-бокс гашения ударной волны;
II зона - установки вспомогательного назначения. Блок-бокс резервной дизельной электростанции, блок-бокс воздушной компрессорной, механической мастерской, кладовой оборудования, узла связи, подпорных и приточных вентиляторов; блочные устройства противопожарного назначения (тушения), водоснабжения, оборотного водоснабжения и бытовой канализации;
III зона - резервуарные парки.
19.11 Противопожарные разрывы между I и II зоной при строительстве сооружений в комплектно-блочном исполнении следует принимать не менее 9 м. В пределах одной зоны разрывы не нормируются и принимаются из условий безопасности обслуживания производства, монтажных и ремонтных работ. Разрывы до сооружений питьевого назначения принимаются до границы санитарно-охранной зоны этих сооружений.
19.12 Расстояние между дизельными электростанциями, гаражом и блочными усфойствами категорий А и Б принимается 15 м со стороны стены с проемами.
19.13 Расстояние от закрытых блочных устройств категории Г и Д (блок-боксы котельной, дизельной электростанции) до резервуаров собственного расхода объемом от 5 до 10 м3 принимается 20 м.
19.14 При решении генеральных планов перекачивающих насосных станций здания и сооружения I зоны следует располагать ниже по рельефу по отношению к зданиям и сооружениям других зон.
19.15 Внутриплощадочные дороги на НПС следует принимать с обочинами, приподнятыми над планировочной поверхностью прилегающей территории не менее 0,3 м согласно СНиП 2.05.02 и СНиП 2.11.03.
19.16 При установке запорной арматуры, приборов и других врезок в колодцах глубиной более 2,5 м вход устраивается в виде лестничных клеток с лестницами 3 типа.
19.17 Оснащение производственных объектов магистральных нефтепроводов первичными средствами пожаротушения следует принимать по нормам, приведенным в "Правилах пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов".
Обеспечение пожарных подразделений противопожарным оборудованием и инвентарем определяется согласно нормам и табельным нормативам ведомственной пожарной охраны.
19.18 В блочных закрытых устройствах категории А объемом до 200 м3 взрывные проемы допускается не предусматривать.
19.19 Для размещения испытательно-калибровочных лабораторий предусматривается помещение площадью 150 м2.
20 Охрана труда
20.1 В проекте следует предусматривать мероприятия, обеспечивающие санитарно-гигиенические условия труда обслуживающего персонала согласно действующим нормам, безопасность обслуживания оборудования, безопасность выполнения ремонтных работ в соответствии с требованиями ГОСТ 12.0.003; ГОСТ 12.1.007; ГОСТ 12.1.005; ГОСТ 12.1.004; ГОСТ 12.1.010; ГОСТ 12.2.044; ГОСТ 12.3.002 и других стандартов ССБТ.
Основными средствами для выполнения этих условий являются:
- герметизация всех трубопроводов и оборудования технологического процесса транспорта нефти;
- отключение оборудования при отклонении от нормальных условий эксплуатации;
- широкое внедрение автоматизации и телемеханизации производственных процессов транспорта нефти;
- механизация работ;
- внедрение централизованного ремонта.
20.2 Метеорологические условия (температура, относительная влажность, скорость движения воздуха) для рабочей зоны должны соответствовать нормативным требованиям СНиП 2.04.05.
20.3 Допустимые уровни звукового давления и уровни звука на постоянных рабочих местах в производственных помещениях НПС следует принимать в соответствии с ГОСТ 12.1.003; для жилых и общественных зданий и их территорий - в соответствии со СНиП II-12.
20.4 Допустимые величины параметров вибрации на постоянных рабочих местах следует принимать в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.012 и действующими санитарными нормами.
20.5 С целью защиты обслуживающего персонала от источников шума и вибрации при необходимости доведения их параметров до нормативных показателей следует предусматривать специальные конструктивные мероприятия в соответствии со СНиП II-12.
20.6 Безопасность обслуживания электроустановок обеспечивается выполнением требований ПЭЭП и ГОСТ Р 51330.16.
20.7 Санитарно-бытовые помещения и сооружения выполняются в соответствии со СНиП 2.09.04 и требованиями санитарных норм проектирования.
21 Гидравлические расчеты нефтепровода
21.1 Гидравлическими расчетами определяются рабочее давление на перекачивающей станции с учетом гидравлических потерь, разности геодезических отметок, а также характеристики насосных агрегатов.
Гидравлические расчеты производятся, исходя из пропускной способности нефтепровода, расчетных, физических характеристик перекачиваемой жидкости и расчетного диаметра.
21.2 Расчетное значение вязкости перекачиваемой нефти принимается по п. 5.1.7.
В расчетах гидравлических потерь коэффициент гидравлического сопротивления должен определяться в зависимости от числа Рейнольдса (Re):
при числах Re менее 2000 по формуле: