СН 433-79 Инструкция по строительному проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности
Государственный комитет СССР по делам строительства (Госстрой СССР) ИНСТРУКЦИЯ по строительному проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности СН 433-79 Государственный комитет СССР по делам строительства (Госстрой СССР) Утверждена постановлением Государственного комитета СССР по делам строительства от 21 июня 1979 г. № 91 Инструкция разработана институтами ВНИПИтрансгаз и ВНИПИгаздобыча Мингазпрома, Гипровостокнефть и Гипротрубопровод Миннефтепрома при участии институтов ЦНИИпромзданий, Сантехпроект, Укрводоканалпроект и ПромтрансНИИпроект Госстроя СССР и Электропроект Минмонтажспецстроя СССР. С введением в действие настоящей Инструкции утрачивают силу с 1 июля 1980 г. "Указания по строительному проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности" (СН 433-71). Редакторы - инженеры О.И.Косов, А.М.Кошкин, Ю.В.Полянский, Б.В.Тамбовцев (Госстрой СССР), В.Н.Соллогуб (Мингазпром), Н.С.Райхинштейн (ВНИПИтрансгаз), З.И.Ильяшева (Гипротрубопровод). Государственный комитет СССР по делам строительства (Госстрой СССР) Строительные нормы СН 433-79 Инструкция по строительному проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности Взамен СН 433-71 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1.1. Требования настоящей Инструкции должны выполняться при проектировании новых, расширяемых и реконструируемых предприятий, зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности. Примечания: 1. Требования настоящей Инструкции не распространяются на проектирование газоперерабатывающих заводов, предприятий хранения и транспорта сжиженных газов, складов нефти и нефтепродуктов, морских нефтегазовых месторождений. 2. При проектировании предприятий, зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности кроме требований настоящей Инструкции следует соблюдать также соответствующие требования других нормативных документов, утвержденных или согласованных Госстроем СССР. 1.2. В проектах предприятий нефтяной и газовой промышленности при технико-экономической целесообразности следует предусматривать строительство зданий и сооружений в блочно-комплектном исполнении (здания и сооружения заводского изготовления со смонтированным технологическим оборудованием, инженерными коммуникациями, приборами КИПиА, а также системами отопления, вентиляции, санитарными и электротехническими устройствами). При этом доставку здания или сооружения на площадку следует предусматривать в виде одного блока или его частей ( в зависимости от условий технологии или транспортных средств). Здания и сооружения в блочно-комплектном исполнении (и размещение в них оборудования) следует проектировать в соответствии с нормами технологического проектирования. 1.3. Архитектурные решения фасадов и интерьеров зданий и сооружений следует принимать с учетом характера производства, климатических условий в районе строительства, температурно-влажностного режима помещений, а также требований к освещенности помещений, рабочих мест и обеспечению пожаро- и взрывобезопасности производства и охране труда. 1.4. При проектировании резервуарных парков, а также сооружений и устройств для транспортирования нефти и нефтепродуктов следует руководствоваться главами СНиП по проектированию складов нефти и нефтепродуктов, магистральных трубопроводов и настоящей Инструкцией. 1.5. Магистральные газопровода, нефтепроводы и нефтепродуктопроводы следует проектировать в соответствии с главой СНиП по проектированию магистральных трубопроводов. 1.6. Категорию производства по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности следует принимать по нормам технологического проектирования или по специальным перечням производств, устанавливающим категории взрывной, взрыво-пожарной и пожарной опасности, утвержденным в установленном порядке Мингазпромом и Миннефтепромом. Если при применении, производстве или хранении новых неорганических, органических и полимерных веществ и материалов возможно выделение взрыво- и пожароопасных газов, паров и пыли, то категории производств по взрывной, взрыво-пожарной и пожарной опасности определяются в установленном порядке на основании результатов специальных исследований (постановление Госстроя СССР от 25 декабря 1972 г. № 213). Генеральный план 2.1. Генеральный план предприятий, зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности следует проектировать в соответствии с главами СНиП по проектированию генеральных планов промышленных предприятий, складов нефти и нефтепродуктов, магистральных трубопроводов, а также санитарными нормами проектирования промышленных предприятий и настоящей Инструкцией. 2.2. При определении размеров площадки под строительство предприятий, зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности следует соблюдать нормы отвода земель для магистральных трубопроводов, нефтяных газовых скважин, для автомобильных дорог, электрических сетей напряжением 0,4 - 500 кВ. 2.3. Площадки предприятий по добыче природного газа и подземных хранилищ природного газа (головные сооружения, установки комплексной и предварительной подготовки газа, дожимные газокомпрессорные станции) следует размещать, как правило, на территории газового или газоконденсатного месторождения. Площадки предприятий по добыче нефти и попутного газа следует размещать на территориях: нефтяного месторождения; центрального пункта сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и воды. 2.4. Площадки для строительства предприятий транспорта нефти и газа, нефтеперекачивающих насосных станций, газокомпрессорных станций, центральных пунктов сбора, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений следует размещать, соблюдая установленные настоящими нормами расстояния до соседних предприятий, а также учитывать возможность кооперирования с этими предприятиями в части строительства инженерных сетей и автомобильных дорог. 2.5. Ремонтно-механические, авторемонтные и деревообрабатывающие мастерские, труборемонтные базы, лаборатории, здания общественного питания, здравпункты и другие здания вспомогательного назначения следует размещать за пределами контура месторождений нефти и газа. 2.6. При размещении площадок предприятий по добыче нефти, попутного газа и природного газа на прибрежных участках планировочные отметки площадок предприятий следует принимать на 0,5 м выше уровня расчетного наивысшего горизонта вод с учетом подпора и уклона водотока с вероятностью превышения: для сооружений, в которых производственный процесс непосредственно связан с извлечением нефти и природного газа из недр (елки газовых и нефтяных скважин, сепарационные и замерные установки), - один раз в 25 лет; для дожимных газокомпрессорных станций, установок предварительной и комплексной подготовки нефти и газа, головных сооружений, подземных хранилищ природного газа, нефтяных и водяных насосных станций, электроподстанций - один раз в 50 лет; для газокомпрессорных и газораспределительных станций магистральных газопроводов и нефтеперекачивающих насосных магистральных нефтепроводов - один раз в 100 лет. 2.7. При размещении на прибрежных участках нефтеперекачивающих насосных станций магистральных нефтепроводов, в составе которых имеется резервуарный парк, следует предусматривать со стороны водоема земляной вал или земляную емкость, обеспечивающую сбор нефти в случае ее аварийного разлива в количестве, равном половине объема наибольшего наземного резервуара. Кроме указанного обвалования или земляной емкости необходимо предусматривать обвалование или устройство стен вокруг групп наземных резервуаров в соответствии с главой СНиП по проектированию складов нефти и нефтепродуктов. 2.8. Благоустройство и озеленение площадок предприятий нефтяной и газовой промышленности следует проектировать с учетом специфического влияния производства на зеленые насаждения, а также характера грунтов. 2.9. Для озеленения площадок открытых технологических установок предприятий нефтяной и газовой промышленности следует применять только газоны. 2.10. Газокомпрессорные станции магистральных газопроводов и нефтеперекачивающие насосные станции магистральных нефтепроводов, как правило, следует размещать по одну сторону магистральных трубопроводов. 2.11. Газораспределительную станцию магистрального газопровода надлежит располагать в районе наибольшего газопотребления. 2.12. Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями, размещаемыми на территории нефтяного месторождения, а также между зданиями и сооружениями на центральных пунктах сбора нефти, газа и воды и на нефтеперекачивающих насосных станциях магистральных нефтепроводов приведены соответственно в прил. 1 и 2 настоящей Инструкции. 2.13. Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями, размещаемыми на площадке газокомпрессорной станции магистральных газопроводов, транспортирующих горючие и взрывоопасные газы, и на площадке подземного хранилища природного газа приведены в прил. 3 настоящей Инструкции. 2.14. Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями, размещаемыми на площадке предприятия по добыче природного газа (головные сооружения, установки предварительной и комплексной подготовки газа и газового конденсата), приведены в прил. 4 настоящей Инструкции. 2.15. Наименьшие расстояния от зданий и сооружений, размещаемых на нефтяных месторождениях, до подземных нефтепроводов, нефтегазопроводов и газопроводов попутного газа приведены в прил. 5 настоящей Инструкции 2.16. На площадках предприятий следует проектировать открытую систему водоотвода. На земельных участках, не занятых зданиями и сооружениями, следует сохранять естественный рельеф и предусматривать вертикальную планировку только в случаях необходимости отвода поверхностных вод и прокладки инженерных сетей. 2.17. Наружные внутриплощадочные инженерные сети и коммуникации следует проектировать как единую систему, размещаемую в специально отведенных технических полосах. 2.18. Способ прокладки инженерных сетей (наземная, надземная или подземная) следует выбирать на основании данных технико-экономических расчетов. 2.19. В одной траншее допускается прокладывать газопроводы, нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, глинопроводы, ингибиторопроводы и технологические водопроводы. Расстояния между этими трубопроводами следует принимать исходя из условий монтажа, ремонта и обслуживания трубопроводов. Расстояния между технологическими трубопроводами, проложенными в земле, и зданиями и сооружениями определяются из условий удобства монтажа, эксплуатации и ремонта трубопроводов. При проектировании указанных трубопроводов, прокладываемых в крупнообломочных и песчаных грунтах, следует предусматривать глиняные перемычки шириной 1 м через 300 м. 2.20. При проектировании нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, прокладываемых в каналах и лотках, следует предусматривать фильтрующие отсыпки из гравия или щебня через каждые 200 м и на ответвлениях к зданиям и сооружениям. Длину каждой отсыпки надлежит принимать 4 м. Дно каналов и лотков следует предусматривать с уклоном к сборным колодцам промышленной канализации. Конструкции каналов и лотков следует предусматривать из несгораемых материалов. 2.21. Расстояния от зданий и сооружений подземных хранилищ природного газа с производством категорий А, Б и Е следует принимать, м: 200 . . . . . до жилых и общественных зданий 100 . . . . . до границы смежного предприятия 80 . . . . . . до здания пожарного депо 50 . . . . . . до здания пожарного поста 2.22. Расстояния от устья одной или куста нефтяных и газовых скважин следует принимать, м: 60 . . . . . . до зданий и сооружений подземных хранилищ газа 300 . . . . . до жилых зданий 500 . . . . . до общественных зданий 100 . . . . . до зданий и сооружений промышленных и сельскохозяйственных предприятий. Примечание. Расстояния от эксплуатационных нефтяных скважин, оборудованных станками-качалками или погруженными насосами, до жилых зданий и отдельно стоящих зданий и сооружений сельскохозяйственных и промышленных предприятий допускается сокращать на 50 %. 2.23. Расстояния от зданий и сооружений предприятий по добыче нефти и природного газа с производством категорий А, Б и Е следует принимать, м: 300 . . . . . до жилых зданий 500 . . . . . до общественных зданий. 2.24. Расстояния от трубы факела для сжигания газа до зданий и сооружений (включая скважины) с производствами всех категорий, а также до магистральных газопроводов и нефтепроводов следует принимать не менее 60 м, а до газокомпрессорных и газораспределительных станций магистральных газопроводов - 100 м. 2.25. Расстояния от нефтеловушек отстойных прудов и других открытых очистных сооружений до вспомогательных и производственных зданий и сооружений, не связанных с обслуживанием очистных сооружений, приведены в прил. 2 настоящей Инструкции. Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями систем канализации приведены в прил. 6 настоящей Инструкции. 2.26. Наименьшие расстояния от зданий складов, навесов, открытых площадок для хранения баллонов с кислородом, ацетиленом, азотом и хлором до производственных и вспомогательных зданий должны быть не менее, м: 25 . . . . . при количестве баллонов от 400 и более 20 . . . . . при количестве баллонов менее 400. Примечания: 1. Емкость баллона принята 50 л. 2. Совместное хранение баллонов с горючими газами и баллонов с кислородом не допускается. Транспорт 2.27. Подъездные железные и автомобильные дороги к предприятиям, зданиям и сооружениям нефтяной и газовой промышленности следует проектировать в соответствии с главами СНиП по проектированию железных дорог колеи 1520 мм, промышленного транспорта, автомобильных дорог, мостов и труб, магистральных трубопроводов, генеральных планов промышленных предприятий, планировки и застройки городов, поселков и сельских населенных пунктов. 2.28. Для перекачки нефти, нефтепродуктов и природного газа на предприятиях нефтяной и газовой промышленности следует предусматривать, как правило, трубопроводный транспорт. 2.29. Подъездные автомобильные дороги к зданиям и сооружениям, установкам комплексной и предварительной подготовки газа, головным сооружениям, подземным хранилищам природного газа, газокомпрессорным и газораспределительным станциям магистральных газопроводов, нефтеперекачивающим насосным станциям магистральных нефтепроводов, ремонтным мастерским и производственным зданиям следует проектировать с покрытиями переходного типа, по которым возможен проезд пожарных автомобилей в любое время года. Необходимость применения усовершенствованных облегченных покрытий должна определяться в зависимости от расчетной интенсивности движения или требований благоустройства прилегающих территорий. Дороги к скважинам, замерным и сепарационным установкам и сооружениям нефтяных и газовых месторождений следует проектировать с покрытиями низших типов. 2.30. Мосты автомобильных дорог нефтяных и газовых месторождений следует проектировать, как правило, из несгораемых конструкций. 2.31. Для дорог площадок газокомпрессорных и газораспределительных станций магистральных газопроводов следует предусматривать бортовые камни. Дороги, предназначенные для передвижения машин и механизмов на гусеничном ходу, следует проектировать по нормам для тракторных и летних дорог, предусмотренных главой СНиП по проектированию автомобильных дорог. 2.32. Дороги на площадках центральных пунктов сбора, подготовки нефти, газа и воды следует проектировать с обочинами, приподнятыми над планировочной поверхностью прилегающей территории не менее 0,3 м. 3. ОЪЕМНО-ПЛАНИРОВОЧНЫЕ И КОНСТРУКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ, СКЛАДСКИХ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ 3.1. Производственные здания и сооружения нефтяной и газовой промышленности следует проектировать в соответствии с главами СНиП по проектированию производственных зданий промышленных предприятий, а также вспомогательных зданий и помещений промышленных предприятий, противопожарных норм проектирования зданий и сооружений и настоящей Инструкцией. 3.2. Здания и сооружения следует проектировать только для тех производств, размещение которых недопустимо на открытых площадках. Технологическое оборудование, подлежащее установке на открытых площадках, определяется перечнями оборудования, утвержденными Мингазпромом и Миннефтепромом в установленном порядке. 3.3. Здания и сооружения нефтяной и газовой промышленности с производствами категорий А, Б, В следует проектировать не ниже II степени огнестойкости. 3.4. При проектировании размещаемых на открытых площадках технологических установок для защиты оборудования, аппаратов и приборов от атмосферных осадков, ветра, снежных и песчаных заносов, инсоляции и создания надлежащих условий труда обслуживающему персоналу в соответствии с технологическими требованиями следует предусматривать устройство местных укрытий из съемных, разборных или передвижных трудносгораемых конструкций, обогрев пола и другие мероприятия. 3.5. Неотапливаемые здания с облегченными конструкциями следует проектировать для размещения оборудования, которое не может быть установлено на открытой площадке из-за неблагоприятного влияния атмосферных осадков, ветра, пыли, а также эксплуатация которого не требует поддержания определенной положительной температуры при кратковременном периодическом пребывании обслуживающего персонала. 3.6. Для отдельно стоящих одноэтажных небольших зданий (объемом не более 150 м3), объединение которых между собой невозможно, а с другими зданиями нецелесообразно (здания насосных станций, узлы управления задвижками, газораспределительные станции и т.п.), допускается принимать пролеты размерами в плане, кратными 3 м. При этом следует максимально использовать унифицированные сборные элементы и детали, применяемые для других зданий, строящихся на той же площадке. Примечание. При проектировании зданий газокомпрессорных станций магистральных газопроводов разрешается применять пролет 15 м. 3.7. Производственные и вспомогательные здания, размещаемые на площадках предприятий нефтяной и газовой промышленности, следует, как правило, проектировать в блочном и блочно-комплектном исполнении, а также из сборно-разборных или складывающихся конструкций. Эти здания следует оборудовать системами отопления, вентиляции, санитарными и электротехническими устройствами. 3.8. Площадки и лестницы следует крепить к оборудованию, когда это допустимо по несущей способности и конструктивному решению оборудования. 3.9. Число открытых лестниц с перекрытий наружных этажерок, предназначенных для размещения аппаратов с легковоспламеняющимися и горючими жидкостями и газами, и с обслуживающих площадок, прикрепленных к технологическому оборудованию, должно быть: при длине наружной этажерки или площадки до 18 м - одна открытая лестница; при длине наружной этажерки или площадки более 18 м, но не более 80 м - не менее двух открытых лестниц; при длине этажерки или площадки более 80 м количество лестниц определять из расчета расположения лестниц на расстоянии не более 80 м одна от другой. Примечание. Расстояние от наиболее удаленного рабочего места до эвакуационного выхода должно удовлетворять требованиям главы СНиП по проектированию производственных зданий промышленных предприятий. 3.10. Для обслуживания одиночных аппаратов колонного типа допускается проектировать вертикальные лестницы. Вертикальные лестницы должны иметь ограждение с сеткой и через каждые 6 м по высоте - площадки. 3.11. Площадь помещений насосных станций (или отсека) с производствами категорий А, Б, В и Е, заглубленных ниже планировочных отметок земли более чем на 1 м, следует предусматривать не более 400 м2. Из этих помещений следует проектировать: один эвакуационный выход при площади пола не более 54 м2; два эвакуационных выхода, расположенных в противоположных сторонах помещения, при площади пола более 54 м2. Второй выход допускается по вертикальной лестнице, расположенной в шахте, изолированной от помещений с производствами категорий А, Б, В и Г. При устройстве над технологическими трубопроводами площадок эвакуационные выходы из помещения допускается проектировать непосредственно с площадок в лестничную клетку, в шахту или наружу. Примечание. При отсутствии постоянных рабочих мест в указанных помещениях допускается проектировать один эвакуационный выход при площади помещения не более 108 м2. 3.12. В зданиях с производствами категорий А, Б и Е заглубленные помещения, подвалы, тоннели, незасыпанные траншеи, открытые приямки, подпольные каналы, которые могут служить местом скопления взрывоопасных паров и газов с удельным весом более 0,8 по отношению к воздуху, проектировать не допускается. В виде исключения допускается предусматривать указанные заглубленные помещения, подвалы, тоннели, приямки в зданиях с производствами категорий А, Б и Е, если это необходимо по условиям технологического процесса; при этом следует проектировать непрерывно действующую или вытяжную вентиляцию из этих сооружений согласно указаниям, приведенным в пп. 5.17-5.20 настоящей Инструкции. Число лестниц и эвакуационных выходов из заглубленных помещений следует предусматривать в соответствии с требованиями, приведенными в пп. 3.11 настоящей Инструкции. Примечание. В помещениях с производствами категорий А, Б и Е, в которых применяются вещества с удельным весом паров или газов 0,8 и менее по отношению к воздуху, допускается, если это необходимо по условиям технологического процесса, устройство незасыпанных и вентилируемых каналов и приямков глубиной не более 1 м. 3.13. В стенах, отделяющих помещения двигателей от газокомпрессоров, следует предусматривать диафрагмы с отверстиями для пропуска вала оборудования, при этом не допускается проникновение паров и газов из взрывоопасных во невзрывоопасные помещения. Диафрагму с уплотнением в места пропуска вала следует выполнять из несгораемого материала с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. Размеры отверстий для диафрагмы должны удовлетворять требованиям монтажа и демонтажа указанного оборудования. 3.14. Легкие металлические конструкции допускается предусматривать при проектировании компрессорных цехов горючих газов, нефтеперекачивающих станций, нефтяных насосных станций и вспомогательных зданий. Проектирование этих зданий следует осуществлять в соответствии с Инструкцией по проектированию зданий из легких металлических конструкций. 3.15. Покрытия газокомпрессорных цехов магистральных газопроводов с большими тепловыделениями следует проектировать для II, III и IV климатических районов строительства из волнистых асбоцементных листов усиленного профиля по металлическим прогонам. В северной строительно-климатической зоне покрытия следует выполнять из профилированного металлического настила со слоем утеплителя из минеральной ваты. 3.16. Вспомогательные помещения для работающих, связанных с непосредственной добычей нефти и газа, следует размещать в отдельно стоящих зданиях или в зданиях с невзрывоопасными производствами. К зданиям с взрывоопасными производствами допускается пристраивать вспомогательные помещения, рассчитанные только на работающих в данном здании. 3.17. Административные помещения, располагаемые на территории нефтяных и газовых месторождений, а также на площадках центральных пунктов по сбору нефти, газа и воды, следует проектировать, как правило, с применением передвижных, контейнерных, блочных, сборно-разборных зданий. 3.18. При расчете бытовых помещений и устройств следует принимать (в соответствии с санитарной характеристикой производственных процессов) соотношение числа мужчин и женщин 70 и 30 %. 3.19. При проектировании зданий и сооружений нефтяных и газовых месторождений, расположенных в отдаленных и труднодоступных районах, в качестве вспомогательных помещений, предназначенных для вахтенного персонала или для кратковременного пребывания других работников, следует предусматривать инвентарные передвижные, контейнерные и сборно-разборные здания с облегченными металлическими конструкциями, приведенные в Указаниях по проектированию общежитий, размещаемых в инвентарных зданиях, утвержденных Госстроем СССР. 3.20. Гардеробные и душевые для рабочих, соприкасающихся с этилированными нефтепродуктами, высокосернистыми нефтями и метанолом, следует размещать изолированно от гардеробных и душевых для работающих, не соприкасающихся с указанными веществами. 3.21. При наличии на площадке предприятия нескольких отапливаемых производственных зданий с общим числом работающих не более 30 чел. в смену (но не более 15 чел. в одном здании) теплые переходы между производственными и вспомогательными помещениями допускается не предусматривать. 3.22. Для помещений нефтяных насосных станций, газокомпрессорных станций и других аналогичных помещений с производствами категорий А, Б и Е следует проектировать одинарное остекление. 3.23. Наружные площадки для установки теплотехнического оборудования с постоянным обслуживанием следует проектировать с бетонным покрытием. При периодическом обслуживании технологического оборудования газовых месторождений и подземных хранилищ природного газа покрытие площадок для размещения оборудования допускается проектировать гравийным или щебеночным. Указанные площадки должны быть на 15 см выше планировочной отметки земли, а их уклоны для обеспечения отвода дождевых вод - не менее 0,003. При возможном разливе горючих жидкостей площадки следует ограждать бетонным бортом высотой не менее 15 см. 3.24. В нефтяных насосных станциях, размещаемых на просадочных грунтах, внутренние стены помещений с производствами категорий А, Б и Е следует заглублять ниже отметок пола на 0,5 м (без учета фундамента). 3.25. Конструкцию полов зданий и сооружений предприятий нефтяной и газовой промышленности следует принимать в соответствии с главой СНиП по проектированию полов. Требования к безыскровости полов, а также возможность использования искрообразующих материалов для полов в помещениях с производствами категорий А, Б и Е устанавливаются требованиями технологической части проекта. Покрытие подпольных каналов и приямков допускается предусматривать из рифленой стали. 3.26. Отделку внутренних поверхностей помещений следует предусматривать в соответствии с требованиями технологической части проекта и указаниями по цветовой отделке интерьеров производственных зданий промышленных предприятий. При принятии решения по окраске трубопроводов следует соблюдать требования ГОСТ 14202-69. 4.17. При проектировании водозаборных скважин следует учитывать требования, изложенные в п. 4.10 настоящей Инструкции. 4.18. Противопожарный водопровод следует проектировать высокого давления. 4.19. При раздельной схеме водоснабжения сеть противопожарного водопровода должна быть постоянно заполнена водой. 4.20. Для нужд разведочного и эксплуатационного бурения следует проектировать производственное водоснабжение, при этом допускается применять воду повышенной минерализации. 4.21. Сеть производственного водопровода для нужд эксплуатационного бурения следует проектировать тупиковой с отводами к газовым скважинам и устанавливаемыми в колодцах задвижками и соединительными головками. Колодцы следует располагать на расстоянии не менее 100 м от скважины. 4.22. Расчетный расход воды на эксплуатационное обслуживание скважин следует определять из расчета заполнения водой трехкратного объема скважины за 2 часа. 4.23. Расчетные расходы воды для промывки оборудования и резервуаров определяются требованиями технологической части проекта. Канализация нефтяных месторождений 4.24. Для предприятий нефтяных месторождений следует предусматривать канализацию для отвода: пластовых вод, поступающих с нефтью из недр земли и сбрасываемых от установок предварительного сброса пластовых вод, установок подготовки нефти и от резервуарных парков; производственных стоков от насосных станций, лабораторий, котельных, гаражей механических мастерских, технологических площадок, смыва разлитой нефти и нефтепродуктов, стоков, сбрасываемых при бурении и ремонте нефтяных скважин и скважин систем заводнения, от промывки аппаратов установок подготовки нефти, газа и воды и промывки нефтяных резервуаров и другой аппаратуры; дождевых стоков, загрязненных нефтепродуктами и механическими примесями с обвалованных площадок резервуарных парков, открытых площадок технологического оборудования, площадок нефтяных скважин, групповых замерных установок (кроме установок типа "Спутник") и других сооружений. Примечание. Допускается объединение бытовых стоков производственной и дождевой канализации. 4.25. Расход пластовых вод следует определять в зависимости от обводненности нефти по данным технологической схемы разработки нефтяного месторождения. 4.26. Расходы сточных вод предприятий нефтяного месторождения определяются технологической частью проекта. 4.27. Загрязненные нефтепродуктами дождевые воды должны подвергаться очистке. 4.28. Основными загрязнениями пластовых вод являются нефть, находящаяся в плавающем, эмульгированном и растворенном состоянии, а также механические примеси (частицы песка, глины и др.), соли и железо (в окисной форме). Примечания: 1. Состав загрязненных пластовых вод следует уточнить в каждом случае по данным анализов, при этом необходимо учитывать возможность изменения состава пластовых вод во время разработки нефтяного месторождения. 2. При определении состава загрязнения общего стока следует учитывать отдельные составляющие расходы пластовых вод и их загрязнения. 4.29. На территории нефтяного месторождения, где расположены бурящиеся и эксплуатационные скважины, сепарационные и замерочные установки, дожимные нефтяные насосные станции и другие аналогичные здания и сооружения, для отвода производственных и дождевых вод следует предусматривать емкости и последующую вывозку этих вод на очистные сооружения. Для указанных зданий и сооружений необходимо предусматривать мероприятия для предотвращения разлива нефти. 4.30. Системы канализации и очистные сооружения следует проектировать для центральных пунктов сбора нефти, газа и воды, где размещаются установки подготовки нефти и газа, товарные парки нефти. 4.31. Очищенные пластовые, производственные и дождевые сточные воды нефтяных месторождений, как правило, следует использовать для заводнения пластов. При невозможности использования указанные вод для заводнения их следует закачивать в поглощающие пласты или направлять на испарение. При обосновании допускается выпуск очищенных производственно-дождевых сточных вод в водоемы. 4.32. Устройство бытовой канализации следует предусматривать при численности эксплуатационного персонала свыше 25 чел. в смену. 4.33. Отдельную сеть канализации для отвода пластовых вод следует проектировать в случае очистки их раздельно от других сточных вод или в случае извлечения из этих вод ценных микрокомпонентов (йод, бром и т.п.). 4.34. Сбрасывать в канализацию глинистый раствор, применяемый при бурении, не допускается. Для сбора глинистого раствора следует проектировать земляные емкости на отведенных для скважин площадках. 4.35. Для предприятий нефтяных месторождений, как правило, следует проектировать закрытые сети производственной канализации. Наименьший диаметр самотечных труб производственной канализации следует принимать равным 200 мм, а при наличии парафинистых нефтей - 250 мм. 4.36. Канализационные сети нефтяных месторождений следует проектировать из несгораемых материалов. При агрессивных сточных водах следует предусматривать защиту труб и сооружений от коррозии. 4.37. На канализационных сетях для нефтесодержащих сточных вод во избежание распространения огня следует предусматривать гидравлические затворы высотой не менее 0,25 м. Гидравлические затворы следует предусматривать: на сетях канализации не менее чем через 400 м; на выпусках из зданий и сооружений; до и после нефтеловушек, на расстоянии не менее 10 м от них; на ответвлениях от резервуара или группы их за пределами ограждения (обвалования) и главного коллектора. 4.38. Необходимая степень и схемы очистки пластовых и сточных вод определяются требованиями, предъявляемыми к качеству очищенной воды в зависимости от ее дальнейшего использования. 4.39. Очистку пластовых вод следует предусматривать, как правило, по закрытой схеме на блочных и блочно-комплектных автоматизированных установках из блоков заводского изготовления. При обосновании очистку допускается осуществлять в резервуарах-отстойниках, на нефтеловушках и в прудах-отстойниках. 4.40. В составе очистных сооружений следует предусматривать сливную камеру или колодцы для приема загрязненных вод, вывозимых автоцистернами из приемных емкостей у нефтяных скважин, сепарационных и замерных установок и других сооружений. 4.41. Пруды дополнительного отстаивания следует проектировать земляными, состоящими не менее чем из двух параллельно работающих секций, огражденных дамбами. Секции прудов следует проектировать из двух отделений. Первое отделение по движению воды должно иметь объем, равный 1/3 емкости секции. При проектировании прудов следует принимать: расчетную продолжительность отстаивания сточной воды от 6 ч до 2 сут (в зависимости от их состава); высоту слоя воды 2-3 м; скорость потока сточной воды 4-8 мм/с; ширину секции пруда в зависимости от конструкции и размеров оборудования для сбора всплывающих нефтепродуктов, но не более 40 м по зеркалу воды; ширину дамбы по гребню от 3 до 6 м; отношение ширины пруда к длине не менее 1:2,5. Примечание. Для предохранения грунтовых вод от загрязнения и территории от обводнения следует предусматривать устройство противофильтрационного экрана. 4.42. Пруд дополнительного отстаивания следует оборудовать устройствами, обеспечивающими равномерное распределение и отведение воды по живому сечению и сбор всплывающих нефтепродуктов. Очистку прудов от осадка следует производить периодически при отключенной секции. 4.43. Осадок, выделенный на очистных сооружениях, следует отводить в илонакопитель или на гидроциклоны для уплотнения и отделения воды. Иловую воду следует возвращать на очистные сооружения. Уплотненный осадок следует собирать на иловых площадках и вывозить или сжигать. 4.44. Задержанную обводненную нефть следует перекачивать в разделочные резервуары и возвращать для использования в технологическом процессе подготовки нефти. 4.45. Илонакопители следует проектировать в виде обвалованных земляных емкостей, разделенных на секции. Полезная площадь илонакопителей F, м2, определяется по формуле где W - суммарное количество осадков, м3/сут; 95 - влажность поступающего осадка, %; 70 - средний процент влажности осадка в илонакопителе; П - продолжительность накопления осадка в годах (5-10 лет); h - высота слоя осадка, принимаемая 2-2,5 м. 4.46. Полная высота оградительных и распределительных валов принимается 3-3,5 м, ширина валов поверху не менее 1,5 м. 4.47. Подачу осадка в илонакопитель, как правило, следует предусматривать напорными трубопроводами с распределением по каждой секции лотками или гибкими шлангами. Отвод воды, отделившейся от осадка, следует предусматривать сверху через переливные колодцы. 4.48. В дне и боковых откосах илонакопителя, строительство которого осуществляется в песчаных и крупнообломочных грунтах, следует предусматривать противофильтрационный экран. 4.49. Для сбора нефти, разлившейся при производстве ремонтных работ, и сбора загрязненных нефтью дождевых вод вокруг устьев нефтяных скважин следует предусматривать бетонные площадки с уклоном к приямкам. 4.50. Приямки бетонных площадок следует перекрывать решетками с прозорами шириной 20 мм. От приямков площадок надлежит предусматривать трубопроводы к приемным колодцам с гидрозатворами, из которых загрязненные сточные воды вывозятся автоцистернами к месту слива. 4.51. Приемные колодцы следует проектировать объемом не менее 4-5 м3. Колодец следует оборудовать съемным покрытием и размещать на расстоянии не менее 10 м от бетонной площадки. 4.52. При использовании разведочных и эксплуатационных нефтяных скважин в качестве поглощающих скважин необходимо предусматривать соответствующее дооборудование их после испытаний на поглощение, герметичность и проверку обеспеченности надежного разобщения водоносных горизонтов по высоте. 4.53. Для проведения ремонтных работ на поглощающих скважинах следует проектировать специальные бетонные площадки. При ремонте отдаленных и расположенных в труднодоступных местах поглощающих скважин допускается установка эксплуатационных вышек или эклипсов. 4.54. Число поглощающих скважин зависит от расхода закачиваемой воды и их поглощаемости. Необходимо предусматривать также и резервные поглощающие скважины из расчета одна резервная на три рабочих. Канализация предприятий транспорта нефти и нефтепродуктов 4.55. На предприятиях транспорта нефти и нефтепродуктов следует проектировать следующие системы канализации: производственно-дождевую; бытовую; специальную (для отвода вод, загрязненных этилированными бензинами). Примечание. При количестве вод, загрязненных этилированными бензинами, до 10 м3 в сутки допускается отводить их в специальные сборники с последующей вывозкой на самостоятельные очистные сооружения. 4.56. В производственно-дождевую канализацию следует отводить: дождевые воды с территорий обвалований резервуарных парков и наружных технологических установок; воды от продувки котлов, химводоочистки, продувки градирен и промывки фильтров обезжелезивания. При отсутствии производственно-дождевой канализации указанные стоки допускается отводить в бытовую канализацию. 4.57. Осадки, образующиеся в продуктовых резервуарах магистральных трубопроводов и в очистных сооружениях в результате отложения тяжелых нефтепродуктов, смол, окислов и других примесей, насыщенных нефтью и нефтепродуктами, размытые водой, паром или специальными моющими средствами, в период зачистки должны сбрасываться в шламонакопители или на специальные площадки. 4.58. Отвод дренажных вод из кабельных каналов допускается проектировать в производственную канализацию, при этом на выпуске должен предусматриваться гидравлический затвор. 4.59. На сетях производственной и дождевой канализации и на ее выпусках из зданий и сооружений следует предусматривать устройство гидравлических затворов с учетом требований, приведенных в п. 4.37 настоящей Инструкции. 4.60. Наименьший диаметр самотечных труб производственно-дождевой канализации следует принимать равным 200 мм. 4.61. Пропускную способность сети производственно-дождевой канализации следует принимать в соответствии с требованиями главы СНиП по проектированию складов нефти и нефтепродуктов. 4.62. Необходимая степень и схемы очистки сточных вод определяются требованиями, предъявляемыми к качеству очищенной воды в зависимости от ее дальнейшего использования. 4.63. При наличии в составе очистных сооружений отстойных прудов, они могут быть приняты следующих типов: отстойные пруды непрерывного действия при времени отстаивания в них сточных вод 10 сут и более. При необходимости биологической доочистки бытовых сточных вод их целесообразно очищать в отстойных прудах совместно с производственными сточными водами. При этом отстойные пруды следует предусматривать не менее чем из двух отделений; отстойные пруды-накопители, предназначенные для длительного сбора стоков с последующим выпуском их в водоем в паводковые периоды. 4.64. В тех случаях когда по санитарно-гигиеническим условиям выпуск сточных вод в ближайшие водоемы невозможен, следует предусматривать устройство испарительных прудов. На испарительные пруды следует направлять стоки после предварительного отстаивания в отстойных прудах. Число параллельно работающих секций испарительного пруда принимается не менее двух, из которых каждая секция оборудуется выпускной трубой. Глубина секции не должна превышать 1-2 м (в зависимости от расхода сточных вод и местных условий). Накопление нефти и нефтепродуктов в испарительных прудах не допускается. 4.65. Пруды (кроме испарительных) следует оборудовать водовыпускными устройствами, обеспечивающими выпуск очищенных вод из нижних слоев. Вокруг прудов должно быть предусмотрено ограждение высотой 1 м. В случае опасности загрязнения грунтовых вод или обводнения грунта следует предусматривать противофильтрационный экран. 4.66. В канализационных насосных станциях допускается установка в одном помещении насосов для перекачки производственных вод, уловленной нефти, осадка из нефтеловушек, а также насосов для перекачки бытовых стоков. Всасывающие линии насосов перекачки осадка должны иметь устройства для промывки. 4.67. Минимальные расстояния между отдельными канализационными сооружениями для очистки сточных вод приведены в прил. 6. Канализация предприятий по добыче, транспорту и хранению природного газа 4.68. Для зданий и сооружений предприятий газовой промышленности следует предусматривать системы канализации: производственных сточных вод от охлаждения и уплотнения подшипников технологических насосов и воздушных компрессоров, продувки котельных и оборотных систем водоснабжения, конденсата водяного пара, загрязненного технологическими продуктами, отработанных технологических растворов, регенерационных вод водоумягчительных установок, промывочных вод технологических аппаратов и продуктовых резервуаров; дождевых с технологических площадок и обвалованных площадок резервуарных парков; пластовых и конденсационных, извлекаемых с газом; стоков, сбрасываемых при бурении и ремонте газовых скважин; бытовых сточных вод. 4.69. Водяное охлаждение и уплотнение подшипников технологических насосов и воздушных компрессоров следует предусматривать от системы оборотного водоснабжения. Допускается сбрасывать эти воды в производственную канализацию с целью охлаждения продувочных вод котельных до температуры 40 ° С. 4.70. Расчетное количество производственных сточных вод, состав и концентрацию загрязнений следует принимать согласно технологической части проекта. 4.71. Основными загрязнениями сточных вод являются конденсат газа, диэтиленгликоль, метанол, машинное масло, нефтепродукты, поваренная и другие соли, ингибиторы коррозии, взвешенные вещества. 4.72. Системы канализации на территории газового месторождения, где расположены скважины, находящиеся в процессе бурения, и эксплуатационные скважины, предусматривать не требуется. 4.73. Системы канализации и очистные сооружения следует проектировать для установок комплексной подготовки газа, головных сооружений, компрессорных станций, промышленных баз. 4.74. Для зданий и сооружений предприятий по добыче газа и подземных хранилищ природного газа следует предусматривать системы канализации: бытовую; пластовых вод; производственную. Примечание. Устройство бытовой канализации обязательно при численности эксплуатационного персонала свыше 25 чел. в смену. 4.75. Для зданий и сооружений предприятий транспорта газа, как правило, следует предусматривать следующую системы канализации: бытовую; производственную для отвода стоков от мытья автомобилей; производственную для отвода вод от продувок систем оборотного водоснабжения и котельных. 4.76. Отвод дождевых вод с площадок технологических установок зданий и сооружений предприятий транспорта и хранения природного газа следует предусматривать в производственную канализацию. 4.77. При проектировании канализации зданий, технологических площадок, обвалований резервуарных парков с возможным разливом технологических продуктов следует предусматривать устройство распределительных приямков или колодцев с задвижками, допускающими выпуск сточных вод в систему производственной канализации и разлившегося технологического продукта в аварийную технологическую емкость, равную по объему емкости наибольшего аппарата или резервуара. 4.78. С открытых технологических площадок сточные воды, содержащие летучие, токсичные и взрывоопасные вещества, включая промывочные воды от технологических аппаратов, следует сбрасывать в производственную канализацию с разрывом струи. 4.79. Производственную канализацию от мытья автомашин следует проектировать по замкнутому циклу без сброса сточных вод. 4.80. На сети канализации из зданий и сооружений предприятий по добыче, транспорту и хранению природного газа следует предусматривать колодцы с гидравлическими затворами в соответствии с указаниями, приведенными в п. 4.37 настоящей Инструкции. 4.81. Необходимая степень и схемы очистки пластовых и сточных вод определяются требованиями, предъявляемыми к качеству очищенной воды в зависимости от ее дальнейшего использования. 4.82. Сточные воды, содержащие метанол, диэтиленгликоль, следует закачивать в пласт или подвергать термическому обезвреживанию. При обосновании допускается очищать их на сооружениях биологической или биохимической очистки. 4.83. Очищенные промышленные и бытовые сточные воды при согласовании с органами Государственного надзора допускается направлять на закачку в продуктивные пласты. 4.84. Пластовые и солесодержащие производственные сточные воды следует подвергать опреснению для повторного использования или закачивать в пласты. 5. ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ, ОТОПЛЕНИЕ И ВЕНТИЛЯЦИЯ 5.1. Теплоснабжение, отопление и вентиляцию зданий и сооружений предприятий нефтяной и газовой промышленности следует проектировать в соответствии с главами СНиП по проектированию тепловых сетей, отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха, горячего водоснабжения, а также санитарных норм проектирования промышленных предприятий, норм технологического проектирования и настоящей Инструкцией. 5.2. Для отопления, вентиляции и теплоснабжения следует предусматривать использование вторичных источников тепла (тепла отходящих газовых турбин, систем охлаждения силовых цилиндров компрессоров, выхлопных газов, двигателей газокомпрессоров и др.). При отсутствии этих вторичных источников тепла для теплоснабжения следует предусматривать котельные. 5.3. Резервное топливо для котельных, работающих на газовом топливе, предприятий нефтяной и газовой промышленности и населенных пунктов при этих предприятиях предусматривать не следует. 5.4. Температуру, относительную влажность и скорости движения воздуха в производственных помещениях следует принимать в соответствии с ГОСТ 12.1.005-76 как для легких работ. Температуру воздуха, ° С, в производственных помещениях с временным пребыванием людей следует принимать: 10 - при пребывании работающих не более 2 ч в смену в холодный период года; не ниже 5 - при пребывании работающих не более 15 мин и отсутствии технологических требований; не более 40 - при пребывании работающих не более 15 мин и избытках явного тепла более 20 ккал/м3 × ч в теплый период года. 5.5. Для отопления зданий насосных, артезианских скважин, узлов связи, щитовых, газораспределительных станций, пунктов замера газа и других зданий, размещаемых на расстоянии более 150 м от тепловых сетей (при теплопотреблении не более 50 000 ккал/ч), допускается предусматривать отдельный источник теплоснабжения, подогрев теплоносителя газом или электричеством. Для подогрева воды единичных потребителей горячего водоснабжения (до трех душевых сеток) допускается применять электронагревательные приборы. 5.6. Проектирование печного отопления для зданий, располагаемых на площадках предприятий нефтяной и газовой промышленности, не допускается. 5.7. Трубопроводы систем отопления не должны укладываться под полом производственных помещений с производствами категорий А, Б и Е. Допускается прокладывать в указанные помещениях трубопроводы системы отопления у дверей и ворот в каналах сечением до 40 ´ 400 мм. Эти каналы должны быть засыпаны песком и перекрыты съемными плитами. 5.8. Для помещений насосных и компрессорных станций с производствами категорий А, Б и Е, объемом более 300 м3 двух- и трехсменной работы следует проектировать системы воздушного отопления, совмещенные с приточной вентиляцией (с рабочим и резервным вентилятором и электродвигателями) без рециркуляции воздуха. Примечание. В системах приточной вентиляции машинных залов газовых турбин газокомпрессорных цехов следует предусматривать рециркуляцию только на период прекращения работы компрессорного цеха. 5.9. Для помещений электродвигателей нефтеперерабатывающих насосных станций с производствами категории Д двух- и трехсменной работы следует проектировать воздушное отопление с рециркуляцией воздуха. 5.10. Для помещений насосов с электродвигателями с производством категории А при одно- и двухсменной работе допускается проектировать комбинированное отопление: воздушное, совмещенное с приточной вентиляцией периодического действия (с установкой одного вентилятора с электродвигателем), и дежурное отопление с местными нагревательными приборами. 5.11. В производственных и вспомогательных помещениях, кроме помещений, перечисленных в пп. 5.8, 5.9 и 5.10 настоящей Инструкции, а также в помещениях объемом не более 300 м3 следует предусматривать системы отопления с местными нагревательными приборами (радиаторы, ребристые трубы и др.). 5.12. В открытых нефтенасосных станциях, располагаемых под навесами или под этажерками наружных технологических установок, в районах со средней температурой наружного воздуха наиболее холодной пятидневки минус 10 ° С и ниже следует проектировать обогрев полов. Температура поверхности пола должна быть 5 ° С. В качестве теплоносителя системы обогревания пола следует принимать воду или воздух. 5.13. При расчете воздухообмена в производственных помещениях коэффициент m (характеризующий долю избыточного тепла, влияющую на состояние воздушной среды в рабочей зоне) следует принимать равным: 0,9 - для нефтяных насосных станций; 0,8 - для компрессорных станций с газовыми турбинами и электроприводами; 0,8 - для компрессорных станций с поршневыми компрессорами при высоте компрессоров до 2 м; 0,65 - то же, при высоте компрессоров выше 2 м. 5.14. Системы вентиляции зданий и сооружений предприятий нефтяной и газовой промышленности приведены в прил. 7. 5.15. При определении воздухообмена в помещениях объемом более 300 м3 при отсутствии данных о количестве выделяющихся вредных веществ кратность обменов воздуха следует принимать по табл. 2. 5.16. Для помещений зданий и сооружений объемом до 300 м3 с производствами категорий А, Б и Е (за исключением зданий пункта замера газа и газораспределительной станции) и пребыванием в них обслуживающего персонала до 2 ч в смену следует проектировать вытяжную вентиляцию периодического действия с механическим побуждением и 8-кратным воздухообменом в час по полному объему помещений и неорганизованный естественный приток воздуха. 5.17. В помещениях с производствами категорий А, Б и Е, заглубленных на 0,5 м и более ниже уровня спланированной поверхности земли, при наличии взрывоопасных газов или паров удельным весом более 0,8 по отношению к воздуху следует проектировать системы вытяжной вентиляции с механическим побуждением и удалением воздуха из нижней зоны в количестве, равном не менее трехкратного объема (надземной и заглубленной части помещения) в час. Установку вытяжных вентиляторов этих систем следует предусматривать выше уровня земли. Таблица 2 - - 1 Количество свободного сероводорода в смеси с углеводородами в газах и парах более 0,05 г/м3. Примечание. При определении воздухообмена следует принимать условную высоту производственного помещения, равную 6 м, независимо от фактической высоты помещения. 5.18. В заглубленных производственных помещениях с производствами категории Д (например, циркуляционные и водяные насосные станции) располагаемых на площадках центрального пункта сбора нефти, газа и воды или на нефтяных месторождениях, следует предусматривать системы приточной вентиляции с механическим побуждением и 5-кратным воздухообменом в час. Системы приточной вентиляции следует проектировать с резервным вентилятором и электродвигателем. Подачу воздуха для вышеуказанных приточных систем вентиляции следует проектировать с высоты не менее 5 м от уровня земли с учетом расположения источников выброса производственных вредностей в атмосферу и преимущественного направления ветров. 5.19. На лестничных клетках заглубленных помещений с производствами категорий А, Б и Е, размещаемых на нефтяных месторождениях, пунктах сбора нефти, газа и воды, следует проектировать вентиляцию с механическим побуждением (приточную или вытяжную) с кратностью воздухообменов не менее 3 в час и подачей воздуха от систем вентиляции, обслуживающих данное помещение. 5.20. Для приямков и каналов глубиной более 0,5 м, расположенных в помещениях с производствами категорий А, Б и Е, в которых обращаются взрывоопасные газы или пары удельным весом более 0,8 по отношению к воздуху или легковоспламеняющиеся жидкости, следует проектировать приточную или вытяжную вентиляцию с механическим побуждением кратностью не менее 20 воздухообменов в час от самостоятельной системы или от системы общеобменной вентиляции. Системы должны иметь два (рабочий и резервный) вентиляторы с электродвигателями. В помещениях или на участках с производствами, в которых обращаются газы или пары удельным весом 0,8 и менее по отношению к воздуху для приямков глубиной 1 м и менее, допускается вентиляцию не предусматривать. 5.21. Системы аварийной вентиляции следует проектировать в соответствии с указаниями, приведенными в прил. 7, предусматривая удаление воздуха в количестве не менее 8 воздухообменов в час по полному внутреннему объему помещений. 5.22. В помещениях с производствами категорий А, Б и Е нефтяных насосных станций, а также в газокомпрессорных цехах горючих газов с удельным весом 0,8 и менее по отношению к воздуху, требуемую кратность воздухообмена аварийной вентиляции следует обеспечивать совместной работой систем основной вытяжной и аварийной вентиляции. В насосных станциях, перекачивающих нефтепродукты, и в компрессорных цехах горючих газов с удельным весом более 0,8 по отношению к воздуху производительность систем аварийной вентиляции следует принимать в дополнение к воздухообмену, создаваемому системами общеобменной вытяжной вентиляции с механическим побуждением, согласно табл. 2. 5.23. Средства автоматизации (контроля автоматического регулирования, защиты оборудования, блокировки и управления) систем отопления и вентиляции следует проектировать, руководствуясь главой СНиП по проектированию отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха и требованиями настоящего раздела. 5.24. Автоматизация систем приточно-вытяжной вентиляции с механическим побуждением в помещениях с производствами категорий А, Б и Е должна дополнительно обеспечивать: автоматическое включение систем аварийной вентиляции от датчиков газоанализаторов, срабатывающих при содержании взрывоопасных газов в воздухе помещений, достигающем 20% нижнего предела взрываемости. В дополнение к автоматическому включению аварийной вентиляции следует также проектировать ручное и дистанционное включение ее, располагая пусковые устройства у входа (двери) снаружи помещения; автоматическое включение резервных вентиляторов при неисправности основных; автоматическое включение световой и звуковой сигнализации, извещающей о неисправности вентиляторов и повышенной концентрации взрывоопасных паров и газов в воздухе помещений. 5.25. Автоматизация систем приточной вентиляции с механическим побуждением, обеспечивающей подпор воздуха в помещении электродвигателей (выполненных в нормальном исполнении) нефтеперекачивающих насосных станций, должна обеспечивать: включение вентиляторов до запуска электродвигателей насосных агрегатов. Автоматическое отключение насосных агрегатов при остановке вентиляторов с сигнализацией в местный пункт управления; автоматическое включение резервного вентилятора при неисправности основного и сигнализацию в пункт управления; автоматическое отключение насосных агрегатов при снижении подпора воздуха до 20 мм вод. ст. в любой воздушной камере установки насосных агрегатов без промежуточного вала. 5.26. С целью исключения возможности перегрева турбин при аварийной остановке вентиляционных систем местных отсосов газовых турбин компрессорных цехов газокомпрессорных станций следует предусматривать аварийные световые или звуковые сигналы на местные или центральные щиты управления. 5.27. Включение вентиляторов систем вытяжной вентиляции периодического действия в помещениях с производствами категории А, Б и Е и объемом менее 300 м3 следует проектировать автоматическим от газоанализатора и ручным, размещая включающее устройство снаружи здания у основного входа. 5.28. В компрессорных цехах газокомпрессорных станций с газомоторными агрегатами воздухозаборные шахты, как правило, следует располагать со стороны воздушных фильтров на расстоянии не менее 16 м от выхлопных труб газомотокомпрессоров или располагать на 6 м ниже выхлопных труб газокомпрессоров при горизонтальном расстоянии между ними менее 16 м. 5.29. Расстояние по горизонтали между местами выброса воздуха в атмосферу и воздухозабором при удалении воздуха в атмосферу высокоскоростными струями (факельный выброс), обеспечивающими удаление воздуха на высоту не менее 6 м от воздухозабора, не нормируется. 5.30. Оборудование вытяжных систем вентиляции помещений с производствами категорий А, Б и Е допускается размещать как в самих производственных помещениях, так и снаружи зданий. При этом категория исполнения вентиляционного оборудования должна соответствовать категории производств, размещаемых в помещениях. 5.31. В зданиях (укрытиях) объемом до 3500 м3, предназначаемых для индивидуальной установки газоперекачивающих и нефтеперекачивающих агрегатов, без постоянного обслуживающего персонала допускается предусматривать установку оборудования приточных вентиляционных систем и воздушного отопления непосредственно в производственном помещении. 5.32. Для приточных вентиляционных систем, обслуживающих машинные залы центробежных нагревателей или машинные залы поршневых компрессоров газокомпрессорных станций, а также помещения перекачивающих, подпорных и наливных нефтяных насосных станций, следует предусматривать по два вентилятора с электродвигателями, каждый из которых должен быть рассчитан на подачу полного расчетного объема приточного воздуха. Примечание. Для нефтяных насосных станций нефтяных месторождений и центральных пунктов сбора нефти, газа и воды при отоплении системами с местными нагревательными приборами предусматривать резерв оборудования приточных вентиляционных систем не обязательно. 6. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ И ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЕ УСТРОЙСТВА 6.1. Электроснабжение, силовое электрооборудование и электрическое освещение предприятий, зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности следует проектировать в соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ), Инструкцией по проектированию электроснабжения промышленных предприятий, силового и осветительного электрооборудования промышленных предприятий, главой СНиП по проектированию искусственного освещения, Инструкцией по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений, а также главой СНиП по монтажу электротехнических устройств и настоящей Инструкцией. 6.2. Категории электроприемников в отношении обеспечения надежности электроснабжения приведены в прил. 8. 6.3. Для газокомпрессорных станций с газотурбинным приводом и предприятий по добыче природного газа с электроприемниками 1 категории, при одном внешнем источнике электроэнергии в качестве второго источника следует предусматривать собственную электростанцию с автоматическим пуском рабочих агрегатов. Кроме рабочих агрегатов, следует предусматривать один резервный агрегат. Количество и мощность рабочих агрегатов собственной электростанции следует выбирать так, чтобы при аварийном отключении одного из рабочих агрегатов оставшиеся обеспечивали бесперебойную работу потребителей 1 категории. При отсутствии на собственной электростанции автоматизированных агрегатов следует предусматривать один аварийный дизель-генератор с автоматическим пуском мощностью, обеспечивающей безостановочную работу компрессоров. 6.4. Из числа электроприемников I категории следует выделять электроприемники особой группы, непрерывность электроснабжения которых необходима для безаварийной остановки газокомпрессорных и нефтеперекачивающих станций магистральных трубопроводов в случае полного прекращения их внешнего электроснабжения. Перечень электроприемников особой группы определяется технологической частью проекта. Обеспечение электроэнергией этих электроприемников при перерыве электроснабжения следует предусматривать от независимых источников (дизельных электростанций, аккумуляторных батарей и др.). 6.5. Электроснабжение газокомпрессорных станций магистральных газопроводов, предприятий по добыче природного газа и нефтеперекачивающих насосных станций, относящихся к электроприемникам I категории надежности, следует осуществлять на напряжении 35-220 кВ от двух независимых источников питания не менее чем по двум цепям двухцепной линии электропередачи. 6.6. Расчет электрических нагрузок следует производить с учетом коэффициентов, приведенных в прил. 9. 6.7. На террасах воздушных линий напряжением 6-10 кВ, питающих электродвигатели нефтяных и газовых месторождений, необходимо предусматривать устройство "анкерных ворот" для возможности транспортирования буровых вышек. 6.8. Длина анкерного пролета воздушной линии 6-10 кВ не должна превышать 1,5 км. 6.9. Количество подключаемых к одной линии скважин не должно превышать 12. 6.10. Для резервирования электроснабжения в электросетях 6-10 кВ нефтяного месторождения следует предусматривать кольцевание и секционирование при помощи шкафов наружной установки с двумя воздушными вводами. 6.11. В производственных помещениях газокомпрессорных цехов и нефтеперекачивающих насосных станций, щитовых, помещений контрольно-измерительных приборов и диспетчерских следует предусматривать аварийное освещение, питаемое от независимого или аварийного источника электроэнергии. При отсутствии независимого или аварийного источника электроэнергии допускается применение переносных аккумуляторных фонарей. Для переносного и ремонтного освещения наружных взрывоопасных установок следует применять переносные аккумуляторные светильники во взрывозащищенном исполнении. 6.12. Местное освещение наружных установок подготовки нефти, сепарации, очистки и осушки газа и других аналогичных установок следует предусматривать светильниками, установленными в местах сосредоточения узлов управления и контрольно-измерительных приборов этих установок. 6.13. Освещение складов и наружных установок с оборудованием следует предусматривать преимущественно прожекторами, устанавливаемыми на мачтах. 6.14. Для основных помещений компрессорных цехов газокомпрессорных и нефтеперекачивающих насосных станций следует предусматривать централизованное управление освещением. ПРИЛОЖЕНИЕ 1 НАИМЕНЬШИЕ РАССТОЯНИЯ МЕЖДУ ЗДАНИЯМИ И СООРУЖЕНИЯМИ, М, РАЗМЕЩАЕМЫМИ НА ТЕРРИТОРИИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ * ** * ** * * Расстояния не нормируются. ** Расстояния принимаются в соответствии с главой СНиП по проектированию генеральных планов промышленных предприятий. *** Расстояния принимаются в соответствии с главой СНиП по проектированию складов нефти и нефтепродуктов. Примечания: 1. Термин “технологическая установка” обозначает производственный комплекс зданий, сооружений и оборудования, расположенный на отдельной площадке предприятия и предназначенный для осуществления технологического процесса по добыче или транспорту нефти. 2. Расстояние от неогневой стороны аппарата огневого нагрева нефти, газа и реагентов (см. поз. 3) до технологических установок допускается уменьшить до 9 м. 3. При размещении компрессорных и насосных агрегатов для перекачивания нефтяного и природного газа, нефти и нефтепродуктов на открытых площадках расстояния между ними и технологической установкой не нормируются. Расстояние до прочих зданий и сооружений от компрессорных станций и насосных агрегатов следует принимать как от открытой технологической установки. 4. Расстояния от пожарных постов до зданий и сооружений с производствами категорий А, Б, В следует принимать 50 м. 5. Расстояния от зданий и сооружений до закрытых и открытых электроподстанций и распределительных устройств следует принимать по гл. VII “Правил устройства электроустановок” (ПУЭ). 6. При подземном расположении резервуаров расстояние от резервуаров нефти и нефтепродуктов до зданий и сооружений, указанных в позициях 1, 2, 4, 5, 6, 7, 8 и 12 допускается уменьшить до 50 %. 7. Расстояния от резервуаров нефти и нефтепродуктов до пождепо на центральных пунктах сбора нефти, газа и воды следует принимать 78 м. ПРИЛОЖЕНИЕ 3 НАИМЕНЬШИЕ РАССТОЯНИЯ МЕЖДУ ЗДАНИЯМИ И СООРУЖЕНИЯМИ, М, РАЗМЕЩАЕМЫМИ НА ПЛОЩАДКЕ ГАЗОКОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ, ТРАНСПОРТИРУЮЩЕЙ ГОРЮЧИЕ И ВЗРЫВООПАСНЫЕ ГАЗЫ, И НА ПЛОЩАДКЕ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ПРИРОДНОГО ГАЗА - * Расстояния не нормируются. ** Расстояния принимаются в соответствии с главой СНиП по проектированию генеральных планов промышленных предприятий. Примечания: 1. Термин “технологическая установка” обозначает производственный комплекс зданий, сооружений и оборудования, расположенный на отдельной площадке предприятия и предназначенный для осуществления технологического процесса по транспорту или хранению природного газа. 2. Расстояния между зданиями, аппаратами, колоннами, теплообменниками, разделительными емкостями, расположенными внутри одной технологической установки, следует принимать исходя из условий монтажа, ремонта оборудования, обслуживания и требований техники безопасности. 3. Расстояния между газовыми компрессорами, размещенными в индивидуальных укрытиях, не нормируются. 4. Расстояния от неогневой стороны аппарата огневого нагрева продуктов и газа (см. поз. 3) до технологических установок допускается уменьшать до 9 м. 5. Расстояния от зданий и сооружений до закрытых и открытых электроподстанций, распределительных устройств, электростанций следует принимать по гл. VII “Правила устройства электроустановок” (ПУЭ). 6. Расстояния, указанные в поз. 5 и 6, для подземных резервуаров допускается уменьшать на 50 %. ПРИЛОЖЕНИЕ 4 НАИМЕНЬШИЕ РАССТОЯНИЯ МЕЖДУ ЗДАНИЯМИ И СООРУЖЕНИЯМИ, М, РАЗМЕЩАЕМЫМИ НА ПЛОЩАДКЕ ПРЕДПРИЯТИЙ ПО ДОБЫЧЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА (ГОЛОВНЫЕ СООРУЖЕНИЯ, УСТАНОВКИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ И КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА) ** ** ** ** * Расстояния не нормируются. ** Расстояния принимаются в соответствии с главой СНиП по проектированию генеральных планов промышленных предприятий. Примечания: 1. К технологическим установкам (поз. 2) следует относить установки сбора и первичной обработки газа, осушки его, низкотемпературной сепарации газа, приготовления и подачи ингибитора коррозии, обессоливания диэтиленгликоля, сероочистки газа и газового конденсата, получения пропана, регенерации метанола, диэтиленгликоля, моноэтаноламина, насосные станции легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, газораспределительные станции и др. 2. Термин “технологическая установка” обозначает производственный комплекс зданий, сооружений и оборудования, расположенный на отдельной площадке предприятия и предназначенный для осуществления технологического процесса по добыче природного газа. 3. Расстояния от неогневой стороны аппарата огневого нагрева продуктов и газа (см. поз. 3) до технологических установок допускается уменьшать до 9 м. 4. Расстояния, указанные в поз. 4 и 5, для подземных резервуаров допускается уменьшать на 50 %. 5. Расстояния от зданий и сооружений до закрытых и открытых электроподстанций, распределительных устройств, следует принимать по гл. VII “Правила устройства электроустановок” (ПУЭ). 6. Расстояния от зданий и сооружений до очистных сооружений приведены в прил. 2. ПРИЛОЖЕНИЕ 5 НАИМЕНЬШИЕ РАССТОЯНИЯ ОТ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ, М, НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ДО ПОДЗЕМНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ, НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ И ГАЗОПРОВОДОЫ ПОПУТНОГО ГАЗА 1. Общие положения 2. Генеральный план и транспорт Генеральный план Транспорт 3. Объемно-планировочные и конструктивные решения производственных, складских и вспомогательных зданий и сооружений 4. Водоснабжение и канализация Общая часть Водоснабжение нефтяных месторождений Водоснабжение предприятий транспорта нефти и нефтепродуктов Водоснабжение предприятий по добыче, транспорту и хранению природного газа Канализация нефтяных месторождений Канализация предприятий транспорта нефти и нефтепродуктов Канализация предприятий по добыче, транспорту и хранению природного газа 5. Теплоснабжение, отопление и вентиляция 6. Электроснабжение и электротехнические устройства Приложение 1. Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями, м, размещаемыми на территории нефтяного месторождения Приложение 2. Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями, м, размещаемыми на центральных пунктах сбора нефти, газа и воды и на нефтеперекачивающей насосной станции магистральных нефтепроводов Приложение 3. Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями, м, размещаемыми на площадке газокомпрессорной станции магистральных газопроводов, транспортирующей горючие и взрывоопасные газы, и на площадке поземного хранилища природного газа Приложение 4. Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями, м, размещаемыми на площадке предприятия по добыче природного газа (головные сооружения, установки предварительной и комплексной подготовки газа и газового конденсата) Приложение 5. Наименьшие расстояния от зданий и сооружений, м, на нефтяных месторождениях до подземных нефтепроводов, нефтегазопроводов и газопроводов попутного газа Приложение 6. Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями систем канализации, м Приложение 7. Системы вентиляции зданий и сооружений предприятий нефтяной и газовой промышленности Приложение 8. Категории электроприемников в отношении обеспечения надежности электроснабжения Приложение 9. Коэффициенты для расчета электрических нагрузок
Краткая характеристика газонефтеносного района, сведения о наличии газовых и нефтяных месторождений. Перспективы нефтегазоносности.
Текст СН 43379 Инструкция по строительному проектированию Мосты автомобильных дорог нефтяных и газовых месторождений следует.
По проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. традиционных методов проектирования объектов сбора нефти и газа.
РАЗРАБОТАНА по заданию Департамента нефтяной и газовой среды не выше 32,0 МПа нефтяных, газовых, газоконденсатных месторождений и.
Название: Руководство по проектированию разработки газовых и Тектоника месторождения и ее возможное влияние на разработку 4.4. Условия и.
ПРЕДИСЛОВИЕ 1. РАЗРАБОТАНА Всероссийским научно-исследовательским институтом по строительству трубопроводов и объектов ТЭК (АО ВНИИСТ), при участии Всероссийского научно-исследовательского института природных газов и газовых технологий (ООО ВНИИГАЗ) и проектного и научно-исследовательского института "ГазНИИпроект". 2. СОГЛАСОВАНА Госстроем России, письмо № 13-754 от 02.12.97 г.; Госгортехнадзором России...