- 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/см2).