РД 153-39.4-113-01 | Стройсоветы

Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов

Заменяет
Печать всех страниц

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»

ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

НОРМЫ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

РД 153-39.4-113-01

АК «ТРАНСНЕФТЬ»

ОАО «ГИПРОТРУБОПРОВОД»

Москва

2002

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 № 10-03/573 от 10.07.2001 г.);

Первым вице-президентом ОАО «АК «Транснефть»

В.В. Калининым (письмо № 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 № 129.

4. ВВОДИТСЯ ВЗАМЕН ВНТП 2-86 «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов», утвержденных приказом Миннефтепрома СССР от 17.12.1986 г. № 780.

Срок введения с 1 июля 2002 г.

СОДЕРЖАНИЕ

1 Область применения. 2

2 Нормативные ссылки. 2

2.1 Стандарты МЭК.. 2

2.2 Государственные стандарты.. 2

2.3 Нормативные и методические документы по строительству. 3

3 Определения. 5

4 Перечень сокращений. 6

5 Основные показатели. 7

5.1 Основные технологические параметры магистральных нефтепроводов. 7

5.2 Фонды времени и режим работы.. 9

6 Линейная часть. 9

7 Технологическая часть. 11

7.1 Нефтеперекачивающие и наливные станции. 11

7.2 Резервуарные парки. 14

7.3 Технологические трубопроводы.. 16

8 Автоматизация, телемеханизация и автоматизированные системы управления. 16

8.1 Системы управления. 16

8.2 Автоматическая защита. 17

8.2.1 Магистральная насосная. 17

8.2.2 Подпорная насосная. 19

8.3 Резервуарные парки. 19

8.4 Автоматическая система пожаротушения. 19

8.4.1 Общие требования. 19

8.4.2 Датчики пожарной сигнализации (пожарные извещатели) 20

8.4.3 Схемы автоматизации. 20

9 Метрологическое обеспечение. 21

9.1 Общие положения. 21

9.2 Метрологическое обеспечение при проведении учетных операций и при использовании нефти на собственные нужды.. 22

9.3 Метрологическое обеспечение основного и вспомогательного производств. 23

9.4 Организация метрологической службы на проектируемом объекте и ее оснащение. 24

10 Электроустановки магистральных нефтепроводов. 25

10.1 Категории электроприемников и обеспечение надежности электроснабжения. 25

10.2 Кабельные и проводные линии. 25

10.3 Электроосвещение. 26

10.4 Меры по обеспечению безопасности. 26

11 Системы водоснабжения, канализации и пожаротушения. 28

12 Системы теплоснабжения, отопления, вентиляции и кондиционирования. 30

13 Производственно-технологическая связь. 32

14 Электрохимическая защита от коррозии. 35

15 Охрана окружающей природной среды.. 35

15.1 Общие требования. 35

15.2 Природоохранные мероприятия. 36

16 Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны. Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций. 38

17 Техническое обслуживание и ремонт магистральных нефтепроводов. 38

18 Показатели расхода энергоресурсов. 39

18.1 Показатели расхода электроэнергии. 39

18.2 Показатели расхода топлива. 41

18.3 Использование вторичных энергетических ресурсов. 42

19 Расчет потребности производственных площадей. 42

20 Охрана труда. 43

21 Гидравлические расчеты нефтепровода. 44

Приложение А Удельный расход топлива для паровых и водогрейных котлоагрегатов при сжигании жидкого топлива и газа. 45

Приложение Б Перечень объектов, входящих в состав магистральных нефтепроводов (мн), а также сооружений, предназначенных для их поддержания в эксплуатационном состоянии, для применения льготы по налогу на имущество. 45

Приложение В Категории помещений и наружных установок по пожарной опасности, класс опасных зон, категории и группы смеси согласно ВППБ-01-05-99. 49

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Дата введения 01.07.2002 г.

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/см²).

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 (IЕС) 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 выполнений 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 сооружений
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 Р_у до 10 МПа
МИ 670-840	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 приемо-сдаточных 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
НПБ 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 Расчётное 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 приёму 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 безкавитационную 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 Главгосархстрой надзора России от 28 апреля 1994 года № 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 № 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

АСУ ТП 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 приемо-сдаточный 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
Производительность нефтепровода, млн. т/год	Диаметр (наружный), мм	МПа	кгс/см²
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 учётом 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 фланц