Нормы технологического проектирования разветвленных нефтепродуктопроводов
Заменяет
Печать всех страниц
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РСФСР ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ НЕФТЕПРОДУКТАМИ
ГОСКОМНЕФТЕПРОДУКТ РСФСР
НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
РАЗВЕТВЛЕННЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ
ВНТП-3-90
Утвержден приказом
Госкомнефтепродукта РСФСР
2 ноября 1989 г.
№ 172
Согласовано
с Госстроем СССР
23 октября 1989 г.
№ МЧ-2980-11/2
Москва 1991
НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗВЕТВЛЕННЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ разработаны институтом ГипроНИИнефтетранс Госкомнефтепродукта РСФСР, Отраслевой лабораторией нефтегазовой гидродинамики МИНГ им. Губкина под руководством В. А. Гончарова
ОТВЕТСТВЕННЫЕ ИСПОЛНИТЕЛИ:
М. И. Фалалеева, Е. И. Гололобова, В. П. Бутенко, Н. А. Царегородцев, Б. А. Забулонов, В. С. Митюшов, А. В. Щербин, В. М Пластун, д. т. н., профессор М. В. Лурье
ПОДГОТОВЛЕН К УТВЕРЖДЕНИЮ: Главным управлением нефтепродуктопроводов Госкомнефтепродукта РСФСР.
С введением в действие норм технологического проектирования разветвленных нефтепродуктопроводов ВНТП-3-90 утрачивают силу нормы технологического проектирования и технико-экономические показатели магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ВСН-17-77 в части проектирования нефтепродуктопроводов.
СОГЛАСОВАНО: Главным управлением нефтепродуктопроводов ГКНП РСФСР, Минмелиоводхозом СССР, Госгортехнадзором СССР, Главным управлением пожарной охраны МВД СССР, Гипротрубопроводом Миннефтепрома СССР.
АННОТАЦИЯ
Нормы технологического проектирования разветвленных нефтепродуктопроводов ВНТП-3-90 разработаны с учетом современных достижений науки и техники, отечественного и зарубежного опыта в области технологии последовательной перекачки светлых нефтепродуктов по разветвленным нефтепродуктопроводам.
В нормах применены прогрессивные показатели и требования, направленные на:
— обеспечение высокого уровня надежности трубопроводной системы;
— сокращение металловложений, расхода электроэнергии, теплоэнергии, воды, потерь нефтепродуктов;
— защиту сооружений от подземной коррозии;
— создание комплексной автоматизации и телемеханизации;
— обеспечение противопожарной безопасности, охраны окружающей среды, охраны труда и техники безопасности.
|
Государственный комитет РСФСР по обеспечению нефтепродуктами (Госкомнефтепродукт РСФСР) |
Нормы технологического проектирования разветвленных нефтепродуктопроводов |
ВНТП-3-90 |
|
Госкомнефтепродукт РСФСР |
||
|
Взамен ВСН-17-77 |
ВВОДНАЯ ЧАСТЬ
Нормы содержат требования, обязательные при проектировании новых, реконструкции и техническом перевооружении действующих разветвленных нефтепродуктопроводов, и должны соблюдаться всеми организациями и предприятиями, участвующими в проектировании, строительстве и эксплуатации нефтепродуктопроводов.
Разрабатывать проекты разветвленных нефтепродуктопроводов могут проектные институты, имеющие специальное разрешение.
Нормы распространяются на проектирование перекачивающих станций, наливных пунктов и линейной части нефтепродуктопроводов, предназначенных для транспортирования нефтепродуктов, имеющих давление насыщенных паров не выше 93,1 кПа (700 мм рт. ст.) (бензины, дизельное топливо, керосины, печное топливо, топливо для реактивных двигателей) и имеют целью разработку проектных решений, обеспечивающих экономичность строительства и эксплуатации, малоотходную технологию последовательных перекачек, повышенную надежность и безопасность, а также охрану окружающей среды.
Нормы не распространяются на проектирование трубопроводов специальной конструкции (полевые), прокладываемых в морских акваториях, в районах с сейсмичностью свыше 8 баллов для подземных и свыше 6 баллов для наземных трубопроводов и прокладываемых в зонах вечномерзлых грунтов, а также для транспорта нефтепродуктов с подогревом.
|
Внесены Государственным институтом по проектированию объектов транспорта и хранения нефтепродуктов ГипроНИИнефтетранс |
Утверждены приказом Госкомнефтепродукта РСФСР |
Срок введения в действие |
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. К разветвленным нефтепродуктопроводам (РНПП), именуемым в дальнейшем «нефтепродуктопроводы», относятся трубопроводные транспортные системы, состоящие из перекачивающих станций, наливных пунктов и линейных сооружений, включающих магистраль, распределительные трубопроводы и отводы, предназначенные для обеспечения перекачки и отгрузки нефтепродуктов по потребителям.
Примечание. Терминология сооружений, входящих в состав разветвленного нефтепродуктопровода, приведена в приложении 7.
1.2. Проектирование нефтепродуктопроводов должно выполняться в полном соответствии с действующими государственными стандартами, строительными нормами, отраслевыми руководящими документами, правилами эксплуатации, охраны труда, техники безопасности, пожарной безопасности и требованиями по охране окружающей среды.
1.3. Проектирование нефтепродуктопроводов должно выполняться с максимальным внедрением достижений науки, новой техники и технологии, механизации, автоматизации и телемеханизации объектов с обеспечением вывода информации в АСУ ТП, передового отечественного и зарубежного опыта, изобретательства и рационализации, обеспечивающих повышение эффективности капитальных вложений, надежность и долговечность объектов, экономию материальных ресурсов, рациональное использование земель и охрану окружающей среды, экономичность и безопасность эксплуатации.
1.4. Нормы учитывают применение известных в настоящее время проектных решений, прогрессивных типовых проектов отдельных объектов и технологических узлов, а также освоенных типов оборудования и материалов. В проектах необходимо предусматривать наибольшую технически возможную блокировку зданий, сооружений и максимальное использование их площадей и объемов, а также применение блочно-комплектных конструкции.
1.5. При разработке схем развития и размещения объектов трубопроводного транспорта, технико-экономических расчетов, рабочих проектов предусматривать комплексное решение проблемы охраны окружающей среды, рационального использования природных ресурсов, обратив особое внимание на внедрение безотходных и малоотходных технологических процессов.
1.6. При разработке предпроектных материалов и проектов на строительство нефтепродуктопроводов предусматривать технические решения и мероприятия, обеспечивающие предотвращение загрязнения окружающей среды, а также предупреждение аварийных ситуаций и ликвидацию последствий их воздействия на окружающую среду.
1.7. Отступления от настоящих норм допускаются, если они:
— обусловливают возможность получения нового, более совершенного проектного решения, дающего более высокие технико-экономические показатели и при равных или лучших условиях надежности сооружения;
— вызваны особыми условиями, как например, реконструкция сооружения или техническое его перевооружение, использование наличного оборудования и т. д., не позволяющими выполнить проект в полном соответствии с настоящими нормами, при соблюдении действующих правил техники безопасности, пожарной безопасности и требований по защите окружающей среды.
Во всех случаях отступления от норм должны приводиться соответствующие обоснования, подлежащие утверждению совместно с проектом.
1.8 Проектирование нефтепродуктопроводов должно выполняться с использованием САПР на основании утвержденной генеральной схемы развития и размещения трубопроводного транспорта, технико-экономических обоснований (ТЭО) для крупных и сложных предприятий и сооружений или технико-экономических расчетов (ТЭР), а также задания на проектирование, согласованного и утвержденного в установленном порядке.
1.9. Для повышения эффективности строительства нефтепродуктопроводов следует использовать накопившийся опыт эксплуатации и организационно-технических решений в области проектирования и строительства автоматизированных открытых блочно-комплектных перекачивающих станций.
1.10. Перечень нормативных документов, используемых при проектировании нефтепродуктопроводов, см. приложение 8.
2. ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДА
2.1. К основным параметрам нефтепродуктопровода относятся:
проектная пропускная способность — млн. т/г;
часовая подача — м3/ч;
диаметр и протяженность труб — мм, км;
рабочее давление на выходе перекачивающих станций — МПа;
количество насосных станций — шт;
количество отводов — шт.
2.2. Проектная пропускная способность принимается на основании задания на проектирование нефтепродуктопровода, составленного в соответствии с перспективной схемой развития нефтепродуктопроводного транспорта. Она определяет планируемую массу перекачиваемого нефтепродукта в указанном направлении при заданном количественном соотношении разных групп нефтепродуктов.
2.3. Задание на проектирование кроме общих положений должно содержать:
— наименование начальных и конечных пунктов нефтепродуктопровода;
— проектную пропускную способность при полном развитии нефтепродуктопровода с указанием роста загрузки по очередям строительства;
— перечень групп и марок нефтепродуктов, подлежащих последовательной перекачке, с указанием количества каждой группы и марки;
— перечень пунктов попутного отбора массы нефтепродуктов по группам и маркам с указанием годового и максимального месячного количества по очередям строительства, пусковым комплексам и на перспективу;
— условия поставки нефтепродуктов на головную перекачивающую станцию;
— основные требования к автоматизации и телемеханизации;
— рекомендации по организации управления нефтепродуктопроводом, в том числе необходимость разработки АСУ ТП.
Примечание. Классификация нефтепродуктов по типам, группам, подгруппам, маркам, видам и сортам приводится в приложении 7.
2.4. Физико-химические свойства нефтепродуктов, определяющие их качество (плотность, октановое, цетановое числа, температура конца кипения, упругость паров, температура вспышки) должны приниматься по данным заказчика или в соответствии с ГОСТ на нефтепродукты.
2.5. Проектная пропускная способность перекачки должна обеспечиваться строительством магистральной части нефтепродуктопровода в однотрубном исполнении с учетом планируемого роста подачи нефтепродукта по очередям строительства за счет увеличения числа станций, подключения отводов, а также других технических мероприятий.
2.6. При предварительном выборе параметров нефтепродуктопровода следует руководствоваться данными, приведенными в таблице 1.
Таблица 1
|
Наружный диаметр трубопровода, мм |
Скорость перекачки, м/с |
Рабочее давление, МПа |
Пропускная способность, млн. т/г |
|
159 |
0,7…1,4 |
9,3…9,8 |
0,3…0,6 |
|
219 |
0,8…1,3 |
8,8…9,8 |
0,6…1,0 |
|
273 |
0,8…1,3 |
7,4…8,3 |
1,0…1,7 |
|
325 |
0,9…1,4 |
6,6…7,4 |
1,7…2,5 |
|
377 |
1,0…1,4 |
5,4…6,4 |
2,5…3,5 |
|
426 |
1,1…1,5 |
5,4…6,4 |
3,5…5,0 |
|
530 |
1,1…1,7 |
5,4…6,4 |
5,0…8,5 |
2.7 Оптимальный диаметр труб нефтепродуктопровода должен определяться технико-экономическим расчетом из числа выпускаемых и намеченных к производству труб промышленностью путем выбора варианта с наименьшими приведенными затратами. Толщина стенки при этом определяется расчетно, исходя из прочностных свойств металла труб.
3. ФОНДЫ ВРЕМЕНИ И РЕЖИМ РАБОТЫ
3.1. Режим работы нефтепродуктопровода непрерывный, круглосуточный, в течение 350 суток (8400 часов) в год.
Расчетное число рабочих суток принято с учетом затрат времени на техническое обслуживание, капитальный ремонт и ликвидацию повреждений.
3.2 Расчетная пропускная способность проектируемого нефтепродуктопровода определяется путем умножения проектной пропускной способности на коэффициент перераспределения Кп, учитывающий возможность изменения количественного соотношения разных групп нефтепродуктов в процессе эксплуатации. Значения коэффициента Кп принимаются по таблице 2.
3.3. Пропускная способность действующего нефтепродуктопровода определяется гидравлическим расчетом по фактическим его параметрам с учетом ограничения по максимально допустимому давлению, минимальной скорости потока и мощности электропривода магистральных насосов.
3.4. В период до вывода нефтепродуктопровода или отдельных его участков на проектную пропускную способность, а также при проектировании распределительных трубопроводов допускается принимать режим работы с остановками, при условии заполнения на период остановки одной группой нефтепродукта всего нефтепродуктопровода или части его в зависимости от профиля трассы.
Таблица 2
|
Нефтепродуктопровод |
Коэффициент перераспределения (Кп) |
|
Магистральная часть |
1,05 |
|
Распределительные трубопроводы |
1,07 |
|
Однотрубные отводы |
1,35 |
3.5. Расчетная часовая подача нефтепродукта, равная расчетной пропускной способности нефтепродуктопровода, деленной на число часов его работы, должна быть обеспечена при средней температуре грунта на уровне оси трубопровода за наиболее холодный месяц.
3.6. Продолжительность включения отводов для отбора заданной массы нефтепродукта определяется исходя из продолжительности прохождения партии каждой группы нефтепродукта за цикл последовательной перекачки мимо узла присоединения данного отвода с учетом оптимального технологического режима работы участка между станциями.
4. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНАЯ ПЕРЕКАЧКА
4.1. Перекачка нескольких групп, подгрупп или марок нефтепродукта в одном направлении должна предусматриваться последовательно по одному трубопроводу с соблюдением требований по сохранению качества нефтепродуктов.
4.2. При недостаточном запасе показателя качества по основным физико-химическим свойствам нефтепродуктов, при которых не может быть осуществлен принцип малоотходной технологии последовательных перекачек, оптимальное число циклов последовательной перекачки должно определяться на основании технико-экономических расчетов.
4.3. Взаимно допустимые концентрации одного нефтепродукта в другом определяются по основным физико-химическим свойствам нефтепродукта и их запаса показателя качества.
Для ориентировочных расчетов рекомендуется пользоваться данными таблиц 3, 4.
Таблица 3
Предельно допустимые концентрации дизельного топлива в автобензине (Кдт) в зависимости от запаса показателя качества исходного автобензина по температуре конца кипения (t б)
|
Запас показателя качества, °С |
t б °С летний вид /t б/ = 195°С |
Кдт, % |
t б °С зимний вид /t б/ = 185 °C |
Кдт, % |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1 |
194 |
0,06 |
184 |
0,06 |
|
2 |
193 |
0,12 |
183 |
0,11 |
|
3 |
192 |
0,18 |
182 |
0,17 |
|
4 |
191 |
0,24 |
181 |
0,22 |
|
5 |
190 |
0,30 |
180 |
0,27 |
|
6 |
189 |
0,36 |
179 |
0,32 |
|
7 |
188 |
0,42 |
178 |
0,37 |
|
8 |
187 |
0,48 |
177 |
0,42 |
|
9 |
186 |
0,54 |
176 |
0,47 |
|
10 |
185 |
0,60 |
175 |
0,52 |
Таблица 4
Предельно допустимые концентрации автобензина в дизельном топливе (Кб) в зависимости от запаса показателя качества исходного дизельного топлива по температуре вспышки (t дт)
|
Запас показателя качества, °С |
Дизтопливо Л-40 |
Дизтопливо Л-62 |
Дизтопливо З-35 |
|||
|
t дт |
Кб % |
t дт |
Кб % |
t дт |
Кб % |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
41 |
0,12 |
62 |
0,04 |
36 |
0,12 |
|
2 |
42 |
0,23 |
63 |
0,08 |
37 |
0,23 |
|
3 |
43 |
0,34 |
64 |
0,13 |
38 |
0,34 |
|
4 |
44 |
0,45 |
65 |
0,18 |
39 |
0,44 |
|
5 |
45 |
0,55 |
66 |
0,24 |
40 |
0,54 |
|
6 |
46 |
0,64 |
67 |
0,30 |
41 |
0,63 |
|
7 |
47 |
0,73 |
68 |
0,35 |
42 |
0,72 |
|
8 |
48 |
0,82 |
69 |
0,40 |
43 |
0,81 |
|
9 |
49 |
0,91 |
70 |
0,45 |
44 |
0,89 |
|
10 |
50 |
0,99 |
71 |
0,50 |
46 |
0,97 |
4.4. Партии нефтепродуктов в цикле последовательной перекачки, состав и свойства которых регламентированы государственным стандартом, определяющим их качество, должны формироваться в следующем порядке:
дизельное топливо летнее с температурой вспышки 40 °С;
дизельное топливо летнее с температурой вспышки 61 °С;
дизельное топливо экспортное по ТУ;
дизельное топливо летнее с температурой вспышки 61 °С;
дизельное топливо летнее с температурой вспышки 40 °С;
дизельное топливо зимнее;
топливо для реактивных двигателей;
дизельное топливо зимнее;
дизельное топливо летнее с температурой вспышки 40 °С;
керосин или топливо печное, бытовое;
дизельное топливо летнее с температурой вспышки 40 °С;
автомобильный бензин А-72 неэтилированный;
автомобильный бензин А-72 этилированный;
автомобильный бензин А-76 этилированный;
автомобильный бензин Аи-93 этилированный;
автомобильный бензин А-76 этилированный;
автомобильный бензин А-72 этилированный;
автомобильный бензин А-72 неэтилированный.
Далее цикл повторяется.
4.5. В зоне контакта бензин — дизтопливо нефтепродукты должны иметь запас показателя качества:
— по температуре конца кипения бензина не менее 5 °С;
— по температуре вспышки дизельного топлива не менее 5 °С.
4.6. Наименьшие размеры партий нефтепродуктов, закачиваемых с головных перекачивающих станций в нефтепродуктопровод, должны определяться с учетом плановой отгрузки нефтепродуктов, а также обеспечения на конечных пунктах полного исправления образующихся смесей за счет запаса показателя качества и объема партии. В случае невозможности раскладки нетоварной смеси по кондиционным нефтепродуктам, должны быть предусмотрены технические средства для отгрузки ее на нефтеперерабатывающие заводы.
Методика определения максимальной цикличности перекачки приводится в разделе 19.
4.7. Последовательная перекачка нефтепродуктов должна производиться с применением прогрессивных типов разделителей.
Для пуска и приема разделителей и очистных устройств нефтепродуктопроводы должны быть оборудованы соответствующими устройствами, а также аппаратурой, позволяющей контролировать зону смеси нефтепродуктов. До разработки соответствующих рекомендаций по использованию разделителей в практических условиях эксплуатации, как исключение, допускается последовательную перекачку осуществлять прямым контактированием.
4.8. На пунктах приема смеси должны предусматриваться отдельные резервуары общей вместимостью не менее объема смеси, принимаемого за цикл последовательной перекачки в контакте разных групп нефтепродуктов. Количество резервуаров принимается не менее трех, при этом выделяется:
— «легкое» дизельное топливо — смесь, где концентрация бензина равна или меньше 35 %;
— «тяжелый» бензин — смесь, где концентрация дизельного топлива равна или меньше 35 %;
— «ядро смеси» — смесь, где концентрация разных групп нефтепродуктов от 35 до 50 %.
Полученная смесь подлежит закачке в основные резервуары с нефтепродуктами, имеющими запас показателя качества.
Смеси нефтепродуктов «бензин-бензин», «дизтопливо- дизтопливо» и других одной подгруппы нефтепродуктов во время приема должны поступать в товарные резервуары, имеющие объем кондиционного нефтепродукта, обеспечивающего их качество после смешения, при этом с целью сохранения количественного соотношения нефтепродуктов деление смеси должно производиться по сечению равных концентраций исходных нефтепродуктов.
В случае несоблюдения этого условия смесь должна поступать в товарные резервуары более низких по качеству марок нефтепродуктов.
Смесь этилированного и неэтилированного бензинов должна поступать полностью в этилированный бензин при условии сохранения показателя качества последнего.
Допускается производить подкачку смеси непосредственно в приемный трубопровод при приеме нефтепродуктов в резервуары.
4.9. Для снижения количества смеси, образующейся при последовательной перекачке по нефтепродуктопроводу, необходимо при проектировании предусматривать следующие мероприятия:
— упрощение технологической обвязки насосных станций и резервуарных парков с применением быстродействующей запорной арматуры;
— применение средств автоматизации по распределению смеси в пунктах приема смеси;
— не рекомендуется сооружение лупингов и вставок, участки нефтепродуктопроводов между перекачивающими станциями должны быть, как правило, одного диаметра;
— последовательную перекачку производить с оптимальной цикличностью при скорости потока не менее 0,7 м/с, а при наличии топлива для реактивных двигателей — со скоростью не менее 1 м/с.
Отбор смеси в отводы из магистральной части нефтепродуктопровода и распределительных трубопроводов запрещается, кроме случая, когда объем отбираемого товарного нефтепродукта за цикл последовательной перекачки обеспечивает полное исправление нетоварной смеси за счет запаса показателя качества нефтепродукта.
При прохождении зоны смеси нефтепродуктов по участкам трассы нефтепродуктопровода, работающим неполным сечением, следует предусматривать соответствующие технические мероприятия, снижающие скорость потока;
при режимах работы отдельных участков нефтепродуктопровода с остановками последние, на период остановки, должны заполняться одной группой нефтепродукта с учетом профиля трассы;
при прохождении трассы нефтепродуктопровода в горных условиях последовательная перекачка разных групп нефтепродуктов, имеющих разность плотностей более 0,08 т/м3, должна быть, как правило, исключена.
5. ПЕРЕКАЧИВАЮЩИЕ СТАНЦИИ
5.1. Перекачивающие станции с резервуарным парком, как правило, размещаются в начале нефтепродуктопровода, в местах его разветвления или соединения с другими трубопроводными транспортными системами, а также на границе смежных линейных участков с разностью часовых подач перекачивающими станциями более 20 %.
5.2. В состав технологических сооружений перекачивающей станции с резервуарным парком входят: резервуарный парк, насосный цех, узел учета и контроля качества нефтепродуктов с предохранительными устройствами, узел с регулирующими клапанами или заслонками, узел приема и откачки утечек, площадка с фильтрами-грязеуловителями, трубопроводы.
5.3. В состав технологических сооружений промежуточной станции без резервуарного парка входят сооружения, перечисленные в п. 5.2, кроме резервуарного парка.
5.4. Оборудование.
5.4.1. Для перекачки нефтепродуктов по нефтепродуктопроводу должны применяться центробежные насосы, разработанные для магистральных трубопроводов.
На перекачивающих станциях с резервуарным парком для подачи нефтепродуктов к магистральным насосам, если они не располагают достаточной всасывающей способностью, должна быть для каждого направления предусмотрена установка подпорных насосов, включая один резервный.
5.4.2. Для привода насосных агрегатов должны применяться электродвигатели в исполнении, позволяющем в соответствии с требованиями ПУЭ-85 их установку в общем зале с насосами или на открытой площадке.
5.4.3. На период эксплуатации нефтепродуктопроводов по очередям строительства до вывода отдельных его участков на полную загрузку следует предусматривать для магистральных насосов сменные роторы.
5.4.4. Напор центробежных насосов должен приниматься в соответствии с требуемым напором перекачивающей станции как для условий обеспечения подачи нефтепродукта при полной загрузке нефтепродуктопровода, так и для условий обеспечения расчетной пропускной способности нефтепродуктопровода путем применения соответствующих роторов. Ряд диаметров обточки рабочих колес с их характеристиками принимается по данным завода-изготовителя.
5.4.5. Число рабочих центробежных насосов насосного цеха должно определяться исходя из расчетного давления в нефтепродуктопроводе, характеристик насоса, характеристик перекачиваемых нефтепродуктов и режима перекачки.
5.4.6. В насосных цехах в группе до четырех насосов должен предусматриваться один резервный. При наличии двух групп однотипных насосов, предназначенных для перекачки нефтепродуктов в двух направлениях с загрузкой более 50 % каждая, для каждой группы необходимо предусматривать по одному резервному агрегату.
5.4.7. Все перекачивающие станции на участках с равной пропускной способностью или в пределах 1,2 — 0,8 от расчетной должны быть оборудованы однотипными насосами с одинаковыми роторами.
5.4.8. Для предотвращения перегрузки коммуникаций и арматуры в связи с возможной передачей давления из нефтепродуктопровода при остановке насосов на перекачивающих станциях с резервуарным парком на приемных трубопроводах, а также между подпорными и магистральными насосами необходимо устанавливать предохранительные клапаны, а на участке трубопровода после станции — быстродействующий обратный клапан.
5.4.9. Число предохранительных устройств, с учетом резервного, на приемных трубопроводах рассчитывается на максимально возможную пропускную способность нефтепродуктопровода, а между подпорными и основными насосами — на 70 % максимальной подачи перекачивающей станции. Установку предохранительных устройств следует выполнять в соответствии с требованиями Госгортехнадзора СССР. Сброс от предохранительных устройств должен быть предусмотрен в подземные или надземные безнапорные резервуары, объем которых определяется расчетным путем в зависимости от времени закрытия электроприводной арматуры. Вместимость резервуаров-сборников приведена в таблице 5.
Таблица 5
Резервуары для сбора нефтепродуктов от предохранительных клапанов на перекачивающих станциях
|
Наружный диаметр трубопровода, мм |
Пропускная способность, млн. т/г |
Вместимость резервуаров сбора нефтепродуктов, м3 |
|
159 |
0,3…0,6 |
5 |
|
219 |
0,6…1,0 |
10 |
|
273 |
1,0…1,7 |
10 |
|
325 |
1,7…2,5 |
25 |
|
377 |
2,5…3,5 |
75 |
|
426 |
3,5…5,0 |
100 |
|
530 |
5,0…8,5 |
300 |
Примечание. Вместимость резервуаров для сбора нефтепродуктов от предохранительных клапанов определена для максимальных значений пропускной способности.
5.4.10. Регулирование режима работы на участках нефтепродуктопровода, работающего по системе перекачки нефтепродуктов «из насоса в насос», должно осуществляться преимущественно за счет рационального включения отводов, а также применением устройств регулирования числа оборотов насосных агрегатов.
В исключительных случаях допускается применение устройств автоматического регулирования методов дросселирования и перепуска.
5.4.11. Для обеспечения автоматического регулирования методом дросселирования должна предусматриваться параллельная установка двух регулирующих органов. При этом должна быть обеспечена работоспособность узла регулирования при отключении одного из регулирующих органов.
5.4.12. Технологическая схема промежуточной перекачивающей станции с резервуарным парком должна обеспечивать возможность временной работы по системе перекачки нефтепродуктов «из насоса в насос» и через станцию.
5.4.13. На всех перекачивающих станциях должен осуществляться раздельный сбор и откачка технологических утечек по группам нефтепродуктов.
6. ЛИНЕЙНЫЕ СООРУЖЕНИЯ
6.1. К линейным сооружениям нефтепродуктопровода относятся магистральные, распределительные трубопроводы и отводы в комплексе с линейной запорной арматурой, узлами пуска и приема разделителей, очистных устройств и диагностических приборов, узлами подключения отводов и регулирования давления, кабельные линии связи, линии электропередачи, средства ЭХЗ, телемеханики, защитные сооружения и сооружения линейной службы эксплуатации.
Примечание. Границами линейной части магистрали и распределительного трубопровода считаются площадки пуска и приема разделителей, очистных устройств и диагностических приборов; отводов — отсекающая задвижка узла подключения к нефтепродуктопроводу и входная задвижка перед площадкой расходомеров потребителя.
6.2. Установку запорной арматуры по трассе нефтепродуктопровода следует предусматривать с учетом рельефа местности таким образом, чтобы разлив нефтепродукта в случае аварии трубопровода был минимальным, при этом следует учитывать возможность максимального совмещения со станциями катодной защиты и необслуживаемыми усилительными пунктами технологической связи.
При параллельном следовании нефтепродуктопровода с железными и автомобильными дорогами, а также ЛЭП проектируемый НПП должен размещаться, как правило, по рельефу местности ниже указанных сооружений.
В случае размещения нефтепродуктопровода по рельефу выше указанных сооружений, необходимо предусматривать защитные мероприятия, обеспечивающие надежность эксплуатации и безопасность действующих объектов равными уровню надежности и безопасности, как при прокладке его с низовой стороны.
6.3. На нефтепродуктопроводе с обеих сторон запорной арматуры должна быть предусмотрена установка манометров.
6.4. При пересечении трубопроводом железных дорог общей сети последний оборудуется с обеих сторон перехода автоматической запорной арматурой, устанавливаемой в колодцах не менее чем за 500 м от подошвы полотна дороги.
Для автоматического перекрытия трубопровода в случае аварии запорная арматура должна быть сблокирована с датчиками давления. При наличии средств телемеханики автоматическое перекрытие запорной арматуры должно сопровождаться передачей сигнала в ЦДП насосной станции.
6.5. Участки трубопроводов, прокладываемые на переходах железных дорог в защитном футляре из стальных труб в соответствии с требованиями п. 6.32 СНиП 2.05.06-85, должны на одном из концов футляра оборудоваться контрольным водонепроницаемым колодцем.
6.6. При пересечении нефтепродуктопроводом постоянно действующих водотоков шириной зеркала при среднем меженном горизонте вод 25 м и более следует предусматривать установку запорной арматуры на обоих берегах.
6.7. Установку запорной арматуры следует предусматривать в зависимости от условий прохождения трассы — в колодцах или наземных киосках. Колодцы для обслуживания трубопроводной арматуры следует проектировать с откидными крышками облегченной конструкции. В колодцах строительным объемом более 20 м3 (с кратковременным пребыванием людей) следует предусматривать вентиляцию с естественным побуждением. Вентиляционная труба должна быть выведена из нижней части колодца на высоту не менее 2,5 м от планировочной отметки. Наземные киоски должны выполняться из легких ограждающих конструкций с естественной вентиляцией.
6.8. Запорная линейная арматура должна быть, как правило, электроприводной; обеспечивающей возможность местного, дистанционного и телемеханического управления с районного или центрального диспетчерского пункта нефтепродуктопровода, в зависимости от структуры системы телемеханики и операторной предприятия.
6.9. В местах установки линейной запорной арматуры при отсутствии хороших проездов по трассе трубопровода и на каждой перекачивающей станции следует предусматривать вертолетные площадки.
6.10. На каждой перекачивающей станции, на участках трассы нефтепродуктопровода без станций протяженностью более 300 км должны предусматриваться узлы пуска и приема разделителей, очистных устройств и диагностических приборов. Все операции по пуску, приему или пропуску мимо перекачивающих станций разделителей, очистных устройств или диагностических приборов должны производиться без остановки станции.
При реконструкции или техническом перевооружении нефтепродуктопровода узлы пуска и приема разделителей, очистных устройств и диагностических приборов должны устанавливаться на линейной части в местах перехода одного диаметра трубопровода на другой, укладки лупингов, вставок.
Площадки узлов пуска и приема должны быть ограждены.
6.1. Узлы пуска разделителей, очистных устройств и диагностических приборов при проектировании должны проверяться расчетом на возможность создания минимального расхода, необходимого для страгивания поточных устройств, находящихся в камере пуска, без прикрытия запорных устройств на магистрали. Минимальные расходы приводятся в таблице 6.
Таблица 6
|
Условный диаметр устройства, мм |
Значения расхода, м3/ч |
|
|
Бензин |
Дизельное топливо |
|
|
150 |
109 |
102 |
|
200 |
107 |
101 |
|
250 |
127 |
119 |
|
300 |
162 |
152 |
|
350 |
206 |
193 |
|
400 |
542 |
509 |
|
Разбираем, что такое инертные материалы в строительстве, какие виды к ним относятся, где применяются
Ошибиться в расчете кирпича в любую сторону – одинаково плохо. Купишь меньше нужного: придется
Если вы собираетесь строить — дом, магазин или склад — вам наверняка предстоит столкнуться
Ремонт квартиры — это всегда важное событие, но зачем довольствоваться стандартными вариантами, если можно
| ||
