Строительные нормативные акты

Email

Пароль

Войти

Регистрация

Главная

Издатель

Тип

Каталог

О нас

БудНовости

Каталог компаний

Словарь

Последние новости

03.02.2014 Разрешительная документация в строительстве. Ценообразование в строительстве. О...
13.01.2014 Семинар! Разрешительная процедура и документация в строительстве по - новому от ...
25.11.2013 Семінар! Нове у законодавчо-нормативній базі будівельної діяльності в Україні. З...

ВНТП 2-86. Норми технологічного проектування магістральних нафтопроводів

Название (рус.)	ВНТП 2-86. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов
Кем принят	Інші
Тип документа	ВНТП (Ведомственные Нормы Технологического Проектирования)
Рег. номер	2-86
Дата принятия	17.12.1986
Статус	Действующий

Скачать этот документ могут только зарегистрированные пользователи в формате MS Word

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
(МИННЕФТЕПРОМ)

НОРМЫ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

(ВНТП 2-86)

Москва 1987

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
(Миннефтепром)

НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

(ВНТП 2-86)

Утверждены приказом

Миннефтепрома от

17 декабря 1986 г. № 780

Согласовано Госстроем СССР

письмо Госстроя СССР от

12 декабря 1985 г.

№ АД-637-20/7

Москва 1986

Разработали: Гипротрубопровод и ВНИИОЭНГ

Внесены: Главным управлением проектирования и капитального строительства (ГУКС) и Главным управлением по транспортированию и поставкам нефти (Главтранснефть)

Подготовлены

к утверждению: ГУКС и Главтранснефть Миннефтепрома

Согласовано: Госстроем СССР

Министерство нефтяной промышленности

(Миннефтепром)

Ведомственные нормы
технологического проектирования магистральных нефтепроводов

ВНТП 2-86

Миннефтепром

Взамен
ВСН 17-77

Настоящие нормы технологического проектирования устанавливает требования к проектированию магистральных нефтепроводов. Нормы являются обязательными при проектировании новых, расширении и реконструкции действующих магистральных нефтепроводов.

К магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортирования товарной нефти из районов добычи или хранения до мест потребления (нефтеперерабатывающих заводов, перевалочных нефтебаз, пунктов налива и др.).

Нормы содержат указания, регламентирующие разработку технологических решений при проектировании магистральных нефтепроводов, имеют целью внедрение передовой технологии на базе реализации достижений науки, техники и передового отечественного и зарубежного опыта.

Внесены Главным управлением проектирования и капитального строительства и Главным управлением по транспортированию и поставкам нефти Миннефтепрома

Утверждены приказом Министерства нефтяной промышленности СССР
от 17 декабря 1986 г. № 780

Срок введения

в действие

с 1-го июля

1987 г.

Предусмотренные Нормами требования направлены на повышение надежности, экономичности и безопасности эксплуатации, а также обеспечение устойчивой работы проектируемых магистральных нефтепроводов при рекомендуемых Нормами параметрах.

При проектировании расширения или реконструкции действующих объектов магистральных нефтепроводов требования настоящих норм распространяются только на расширяемую или реконструируемую часть.

Настоящие Нормы не распространяются на проектирование нефтепроводов специального назначения (промысловых, сборных, полевых и т.п.), нефтепроводов, прокладываемых в морских акваториях, и не учитывают дополнительных требований при строительстве в районах с сейсмичностью свыше 8 баллов для нефтепроводов, укладываемых подземно и 6 баллов для нефтепроводов, укладываемых надземно, нефтепроводов, прокладываемых в зонах с вечномерзлыми грунтами, а также нефтепроводов давлением свыше 10 Мпа (100кг/см2).

В Нормах не учтены специфические особенности проектирования нефтепроводов для газонасыщенных нефтей, нефтепроводов с попутным подогревом ("горячих" трубопроводов).

Проектирование магистральных нефтепроводов должно выполняться в полном соответствии с настоящими Нормами, а также с действующими ГОСТами, СНиПами, отраслевыми руководящими документами, правилами и техническими условиями на проектирование и на эксплуатацию, стандартами и инструкциями по безопасности труда и охране окружающей среды, санитарными правилами организации технологических процессов и гигиеническими требованиями к производственному оборудованию, с учетом требований по обращению с сернистыми нефтями и другими руководящими документами.

Проектирование магистральных нефтепроводов должно выполняться с максимальным внедрением новых технических решений в области строительства и эксплуатации, обеспечивающих повышение заводской готовности для строительства, сокращение расхода металла, материалов и энергетических и трудовых затрат при строительстве, а также сокращение применения ручных работ и улучшение условий охраны труда.

В технических решениях, как правило, должны применяться:

блочное исполнение оборудования;

установка оборудования па открытых площадках;

автоматизация и телемеханизация технологических процессов;

кооперирование основных и вспомогательных систем и средств обслуживания;

использование изобретений и научно-исследовательских работ в области технологии транспортирования, оборудования, строительства и эксплуатации.

При проектировании должны быть использованы типовые проекты отдельных объектов и узлов, входящих в состав магистральных нефтепроводов, а также имеющиеся экономичные ращения для повторного применения.

В проектах следует предусматривать наибольшую технически оправданную блокировку зданий и максимальное использование их площадей и объемов с учетом категорий производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности и размещения на территории по зонам.

Отступления от настоящих Норм допускаются, если они:

обуславливают возможность получения нового, более совершенного проектного решения, дающего более высокие технико-экономические показатели при равных или лучших условиях надежности сооружения;

вызваны особами условиями: реконструкция сооружения с использованием наличного оборудования, возможности поставки труб, оборудования и др.

Отступление от Норм допускается только в исключительных случаях, при условии согласования отступления с заинтересованными организациями и выполнения соответствующих обоснований, которые подлежат утверждению совместно с проектной документации.

Проектирование магистральных нефтепроводов должно выполняться на основания утвержденных схем развития и размещения, заданий на проектирование, как правило, в две стадии, с использованием средств автоматизированного проектирования.

1. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ

Основные технологические параметры магистральных
нефтепроводов

1.1. К основным параметрам магистрального нефтепровода относятся: производительность, диаметр, протяженность, число нефтеперекачивающих станций и рабочее давление на них.

1.2. Задание на проектирование, составленное в соответствии с требованиями СНиП 1.02.01-85, должно также содержать:

наименование начального и конечного пунктов магистрального трубопровода;

Производительность нефтепровода в млн. тонн в год при полном развитии с указанием роста загрузки по этапам;

перечень нефтей (или их смесей), подлежащих перекачке по нефтепроводу, с указанием количества каждого сорта, характеристики нефтей (или их смесей), включая температуру застывания, вязкость для условия перекачки, упругость паров и плотность;

перечень пунктов сброса нефтей с указанием объемов сбросов по годам (по этапам) и по сортам, а также по величине максимального расхода;

условия поставки, приема;

рекомендации по организации управления нефтепроводами;

необходимость обратной перекачки.

1.3. Для обеспечения заданной производительности должно предусматриваться строительство одной нитки магистрального нефтепровода с развитием его пропускной способности по очередям за счет увеличения числа станций. В отдельных случаях допускается сооружение лупингов или вставок при их технико-экономическом обосновании. Допускается проектирование магистрального нефтепровода с учетом последующей укладки 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 и более;

упругость паров нефти, поступающей в резервуарные парки, при заданной производительности за счет тепловыделений в нефтепроводе превышает 67 кПа (500 мм рт. ст).

1.4. При выборе параметров магистральных нефтепроводов следует руководствоваться данными, приведенными в таблице 1.

Таблица 1

Параметры магистральных нефтепроводов

Производительность, млн. т. год	Диаметр (наружный), мм	Рабочее давление
Производительность, 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
23-50	1020	5,3-5,9	54-60
41-78	1220	5,1-5,5	52-56

1.5. Суточная расчетная производительность нефтепровода определяется делением заданной годовой производительности на расчетное число рабочих дней, принимаемых по табл. 3.

1.6. Основные параметры нефтепровода определяются исходя из обеспечения пропускной способности нефтепровода при расчетных значениях плотности и вязкости (п.1.7). Пропускная способность нефтепровода определяется умножением суточной производительности на коэффициент Кп, учитывающий возможность перераспределения потоков в процессе его эксплуатации, принимаемый по табл. 2.

Таблица 2

Участок нефтепровода	Кп
Трубопроводы, идущие параллельно с другими нефтепроводами и образующие систему	1,05
Однониточные нефтепроводы, подающие нефть от пунктов добычи к системе трубопроводов	1,10
Однониточные нефтепроводы, по которым нефть от системы нефтепроводов подается к нефтеперерабатывающему заводу, а также однониточные нефтепроводы, соединяющие системы	1,07

1.7. Расчетная вязкость и расчетная плотность нефти должны приниматься по минимальной температуре нефти с учетом тепловыделения в нефтепроводе, обусловленного трением потока и теплоотдачи тепла в грунт, при минимальной температуре грунта на глубине оси трубопровода.

1.8. При последовательной перекачке нефтей число циклов должно определяться на основании технико-экономических расчетов. Рекомендуется для предварительных расчетов принимать от 52 до 72 циклов в год.

1.9. Последовательную перекачку нефтей следует предусматривать прямым контактом или с применением разделителей в зависимости от образующегося объема смеси.

Фонды времени и режим работы

1.10. Режим работы магистральных нефтепроводов непрерывный, круглосуточный.

1.11. Расчетное число рабочих дней нефтепровода, принимаемых при проектировании с учетом затрат времени на техническое обслуживание, капитальный ремонт и ликвидацию повреждений, а также на откачку нефти из емкостей и их заполнение, определяется по табл.3, не менее:

Таблица 3.

Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов

Протяженность нефтепровода, км	Диаметр нефтепровода, мм
Протяженность нефтепровода, км		до 820 включительно	свыше 820
до 250	357	355
свыше 250 до 500	356 355	353 351
свыше 500 до 700	354 352	351 349
свыше 700	352 350	349 345

В числителе указаны цифры для нормальных условий, цифры в знаменателе применяются при прохождении нефтепроводов в сложных условиях (заболоченные и горные участки) - не менее 30% от протяженности трассы нефтепровода.

1.12. Расчетное число рабочих дней для нефтепроводов, находящихся в эксплуатации, определяется по нормативам расчета производительности действующих магистральных нефтепроводов.

2. ЛИНЕЙНАЯ ЧАСТЬ

2.1. В состав линейной части магистральных нефтепроводов входят сооружения в соответствии с СНиП 2.05.06-85, а также устройства приема и пуска (пропуска) скребков и блокировочные трубопроводы.

2.2. Линейная часть в отношения выбора трасс, переходов через естественные и искусственные препятствия, устройства защитных сооружений, расчетов нефтепроводов на прочность и устойчивость (в том числе определения толщин стенок труб), противоэрозионных и противооползневых мероприятий, защиты от коррозии, материалов и изделий должна проектироваться в соответствии со СНиП 2.05.06-85.

2.3. Толщину стенок трубопроводов следует определять в соответствии с расчетной эпюрой давления с учетом категории участка.

Расчетная эпюра давления должна определяться по эксплуатационным участкам нефтепровода между соседними станциями с емкостью. Эпюра давления должна строиться из условия подачи нефти от каждой промежуточной НПС на НПС с емкостью последующего эксплуатационного участка при максимальном рабочем давлении, соответствующем максимальной суточной производительности.

2.4. Определение категорий участков нефтепроводов производится по СНиП 2.05.06-85.

Для уменьшения расхода металла, особенно для нефтепроводов диаметром 1020 и 1220 мм, рекомендуется применять высокопрочные трубы - предел прочности не ниже 588 Мпа (60 кг/мм2).

2.5. Запорную арматуру следует устанавливать через 15-20 км. Установку запорной арматуры следует предусматривать по рельефу местности таким образом, чтобы розлив нефти в случае возможной аварии нефтепровода был минимальным. Установка должна быть бесколодезной.

Для удобства испытаний и повторных испытаний нефтепроводов расстановку запорной арматуры следует, как правило, производить на границах смены толщин стенок участков нефтепроводов большой протяженности.

2.6. Запорная арматура на трассе нефтепроводов должна иметь привод и приборы системы управления, обеспечивающие возможность местного и дистанционного управления.

2.7. На магистральном нефтепроводе с обеих сторон запорной арматуры должна быть предусмотрена установка манометров.

2.8. При проектировании перехода нефтепровода, трасса которого проходит параллельно существующему нефтепроводу, допускается (вместо сооружения резервной нитки на нем) предусматривать использование для проектируемого нефтепровода резервной нитки существующего нефтепровода, при условии, что диаметр и допустимое рабочее давление на ней не меньше чем для проектируемого нефтепровода.

2.9. На магистральных нефтепроводах должны предусматриваться устройства приема и пуска скребка для очистки трубопровода в период эксплуатации, которые следует использовать также для приема и пуска разделителей при последовательной перекачке и средств диагностики.

Устройства приема и пуска скребка нефтепроводов размещаются на расстоянии друг от друга до 300 км и, как правило, совмещаются о НПС. Устройства приема и пуска скребка должны предусматриваться также на лупингах и резервных нитках протяженностью более 3 км и на отводах протяженностью более 5 км.

2.10. Схемы устройств приема и пуска скребка в зависимости от их расположения на нефтепроводе должны обеспечивать различные варианты технологических операций: пропуск, прием и пуск, только пуск или только прием скребка.

Схемы устройств должны предусматривать возможность осуществления перекачки нефти по нефтепроводу без остановки НПС - в процессе очистки нефтепровода.

2.11. В состав устройств приема и пуска входят:

1) камеры приема и запуска очистных устройств;

2) трубопроводы, арматура и соединительные детали;

3) емкость для дренажа нефти из камер приема и пуска;

4) механизмы для извлечения, перемещения и запасовки очистных устройств;

5) сигнализаторы прохождения очистных устройств;

6) приборы контроля давления.

2.12. При значительном перепаде высот на магистральных нефтепроводах должны предусматриваться станции защиты для предотвращения повышения давления в трубопроводе выше рабочего и станции дросселирования на обратных склонах для предотвращения потока с неполным сечением.

2.13. Для технического обслуживания, а также аварийно-восстановительного ремонта сооружений линейной части нефтепроводов, контроля за соблюдением правил их охраны и производства работ в охранной зоне предусматриваются аварийно-восстановительные пункты (АВП), располагаемые при НПС нефтепроводов.

Один АВП обслуживает в обычных условиях и пустынях участок трассы нефтепровода протяженностью 200 - 250 км, а в районах с участками трассы, проходящими по болотам или рисовым полям, - 80 - 100 км.

При отсутствии проездов по трассе техническое обслуживание и наблюдение за магистральным нефтепроводом и сооружениями на трассе должно предусматриваться с помощью воздушного транспорта или высокопроходимой техники.

2.14. В местах установки линейной запорной арматуры и на каждой НПС следует предусматривать вертолетные площадки.

2.15. Для размещения аварийно-восстановительных бригад должны быть предусмотрены пункты обогрева (жилой дом, с надворными постройками), располагаемые на трассе с интервалом 30-40 км вблизи задвижек. Постоянное проживание обслуживающего персонала в пунктах обогрева не предусматривается.

2.16. На сложных участках трассы для контроля за состоянием нефтепровода могут предусматриваться усадьбы линейных ремонтеров (жилой дом с надворными постройками), которые должны располагаться в районе установки линейных задвижек, как правило, вблизи населенных пунктов. Участок обслуживания одного ремонтера устанавливается в пределах 15-20 км в зависимости от доступности трассы, обусловленной рельефом местности, расположением дорог, заболоченностью, наличием естественных и искусственных препятствий. Участок обслуживания не зависит от числа параллельных ниток трубопроводов.

2.17. В местах переходов магистральными нефтепроводами крупных судоходных рек и водохранилищ должны предусматриваться оснащенные плавсредствами пункты наблюдения за зоной перехода водной преграды. Пункт наблюдения имеет жилой дом с хозяйственными постройками, аналогично усадьбе линейного ремонтера.

2.18. Для участков магистральных нефтепроводов, проложенных через болота, объем аварийного запаса труб должен составлять 0,3% от их протяженности, для остальных участков - 0,1% от их протяженности. Складирование аварийного запаса труб следует предусматривать на площадках НПС, пунктов обогрева, усадеб линейных ремонтеров или пунктов наблюдения.

2.19. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения нефтепроводов устанавливается охранная зона в соответствии с правилами охраны магистральных трубопроводов.

Проектирование линейной части нефтепровода, а также закрепление трассы трубопровода на местности опознавательными знаками, должно выполняться в соответствии с этими правилами.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Нефтеперекачивающие и наливные станции.

3.1. Нефтеперекачивающие станции разделяются на головные и промежуточные.

Головная перекачивающая станция магистрального нефтепровода предназначается для приема нефти с установок подготовки нефти и перекачки ее из емкости в магистральный нефтепровод.

В состав технологических сооружений головной перекачивающей станции входят: резервуарный парк, подпорная насосная, узел учета, магистральная насосная, узел регулирования давления, фильтры-грязеуловители, узлы с предохранительными устройствами, а также технологические трубопроводы.

Промежуточные перекачивающие насосные предназначаются для повышения давления в магистральном нефтепроводе при перекачке нефти. В состав технологических сооружений промежуточной станции входят: магистральная насосная; фильтры-грязеуловители, узел регулирования давления, система сглаживания волн давления (ССВД), а также технологические трубопроводы.

3.2. Наливные станции предназначаются для приема нефти из магистрального трубопровода в емкость и налива ее в железнодорожные цистерны. В состав технологических сооружений наливной станции входят: резервуарный парк, наливная насосная, железнодорожные наливные устройства, трубопроводы, фильтры-грязеуловители, узлы с предохранительными устройствами и узлы учета.

3.3. На магистральных нефтепроводах большой протяженности должна предусматриваться организация эксплуатационных участков, протяженностью от 400 до 600 км, обеспечивающих независимую работу нефтеперекачивающих станций по схеме "из насоса в насос", без использования емкости.

На начальных нефтеперекачивающих станциях эксплуатационных участков должна предусматриваться емкость. Емкость устанавливается также на нефтеперекачивающих станциях, где намечается осуществлять прием нефти с попутных промыслов или перераспределение ее грузопотоков в системе нефтепроводов. Состав технологических сооружений таких нефтеперекачивающих станций аналогичен головным.

3.4. Расстановка НПС должна производиться по возможности с учетом равномерного распределения давления по всем насосным нефтепроводам.

3.5. НПС должны размещаться, как правило, после перехода больших рек, на площадках с благоприятными топогеологическими условиями, а также возможно ближе к населенным пунктам, железным и шоссейным дорогам, источникам электроснабжения и водоснабжения.

3.6. Головные нефтеперекачивающие станции, находящиеся в начале магистральных нефтепроводов, рекомендуется, если это не противоречит специальным нормам, располагать на площадках центральных пунктов подготовки нефти, вблизи резервуарных парков с использованием их емкости, систем энергоснабжения, водоснабжения, канализации и других подсобных сооружений.

При параллельной прокладке проектируемого нефтепровода со строящимися или действующими магистральными нефтепроводами НПС этого нефтепровода должны быть, как правило, совмещены с НПС строящихся или действующих нефтепроводов.

3.7. Подключение нефтепроводов к магистральным нефтепроводам должно выполняться только на НПС с емкостью, врезка промысловых нефтепроводов в магистральные нефтепроводы не допускается.

3.8. Все НПС на участках магистрального нефтепровода с одной и той же производительностью должны быть, как правило, оснащены однотипным оборудованием.

3.9. Для перекачки нефтей по магистральным нефтепроводам должны, как правило, применяться специальные насосы по ГОСТ 12124-80.

3.10. В случае, если расчетная производительность может быть обеспечена насосами с роторами на различную подачу, должен выбираться, как правило, ротор на меньшую подачу.

На период эксплуатации магистральных нефтепроводов до вооружения всех НПС должны предусматриваться сменные роторы для магистральных насосов.

3.11. Напор центробежных насосов должен приниматься в соответствии с требуемым давлением на НПС, как для условий обеспечения заданной производительности, так и для условий обеспечения максимальной суточной производительности нефтепровода. Создание напора должно обеспечиваться применением сменных роторов и их обрезкой. Характеристики сменных роторов принимаются по данным завода-изготовителя.

3.12. Число рабочих центробежных насосов в каждой магистральной насосной должно определяться, исходя из расчетного рабочего давления насосной, характеристики насоса, характеристик перекачиваемых нефтей, режима перекачки.

3.13. На каждую группу насосов при числе рабочих насосов до трех должна предусматриваться установка одного резервного насоса. При числе рабочих насосов от четырех до шести - два резервных насоса.

3.14. Работа всех нефтеперекачивающих насосных по схеме "из насоса в насос" без использования емкости должна предусматриваться в пределах эксплуатационных участков протяженностью до 600 км.

Допускается сокращение этого расстояния при горном рельефе.

3.15. На НПС с емкостью для подачи перекачиваемой нефти к основным насосам, если они не располагают необходимым кавитационным запасом, должна быть предусмотрена установка подпорных насосов. Подпорные насосы должны быть, как правило, вертикального исполнения.

В группе до четырех насосов должен предусматриваться один резервный насос.

На выходных линиях подпорных насосов до магистральных насосов должна устанавливаться арматура и оборудование, рассчитанные на давление не ниже 2,5 МПа (25 кг/см2).

3.16. На НПС с емкостью должна предусматриваться установка узлов с предохранительными устройствами (прямого действия) для защиты от повышения давления в коммуникациях резервуарного парка и магистрального нефтепровода, а также коммуникаций и оборудования между подпорной и магистральной насосными.

Один узел должен устанавливаться на приемных трубопроводах резервуарного парка, а второй - между подпорной и магистральной насосными, а при наличии узла учета - между подпорной насосной и узлом учета нефти. Число рабочих устройств для первого узла рассчитывается на максимальный расход нефти по трубопроводу, а для второго узла - на 70% максимального расхода через НПС. На каждом узле следует предусматривать не менее 30% резервных предохранительных устройств от числа рабочих.

До и после каждого предохранительного устройства следует устанавливать отключающие задвижки с ручным приводом. В проекте следует указывать, что эти задвижки должны быть опломбированы в открытом положении.

Трубопровода после предохранительных устройств должны быть уложены с уклоном на менее 0,002 в сторону зачистного насоса на самотечной линии в выделенные резервуары.

3.17. Для опорожнения технологических трубопроводов и оборудования должны предусматриваться самотечные дренажные трубопроводы со сбросом нефти в заглубленные емкости.

3.18. На участке трубопровода после магистральной насосной до узла регулирования должен быть установлен быстродействующий обратный клапан (без демпфера).

3.19. Для поддержания заданных величин давления (минимального на входе и максимального на выходе магистральной насосной) должно предусматриваться регулирование давления методом дросселирования.

Узел регулирования должен состоять не менее чем из двух регулирующих устройств. Схема узла регулирования должна обеспечивать равномерное распределение потока и предусматривать прямые участки до и после регулирующих устройств длиной не менее 5 диаметров.

Выбор параметров регулирующих устройств должен осуществляться с учетом обеспечения регулирования при отключении одного из регулирующих устройств и перепада давления при отсутствии регулирования, равного 20-30 кПа. Максимальный перепад рекомендуется принимать равным полному напору одного магистрального насоса при подаче, равной пропускной способности нефтепровода.

3.20. В соответствии со СНиП 2.05.06-85 на промежуточных НПС магистральных нефтепроводов диаметром 720 мм и выше должны предусматриваться ССВД. Применение ССВД на нефтепроводах меньшего диаметра обосновывается расчетами.

3.21. При появлении волн давления ССВД должна обеспечивать сброс части потока нефти из приемной линии магистральной насосной в резервуары-сборники.

3.22. ССВД должна срабатывать при повышении давления в нефтепроводе на величину не более 0,3 МПа, происходящим со скоростью выше 0,3 МПа/с. Дальнейшее повышение давления в зависимости от настройки ССВД должно происходить плавно со скоростью от 10 до 30 кПа/с. Начальная величина повышения давления и скорость повышения давления ССВД должны настраиваться плавно или ступенями.

3.23. ССВД должна иметь не менее двух дополнительных органов. Характеристика дополнительных органов должна обеспечивать поддержание параметров, указанных в п. 3.22, при выходе из строя одного из них. ССВД должна быть предпочтительно прямого действия без внешних источников питания.

3.24. ССВД должна устанавливаться на байпасе приемной линии НПС после фильтров-грязеуловителей с установкой двух задвижек с электроприводом, отключающих ССВД от приемной линии НПС. Диаметр байпасного трубопровода выбирается так, чтобы площадь сечения его была не менее половины площади сечения прямой линии.

3.25. До и после исполнительных органов ССВД должна предусматриваться установка задвижек с ручным приводом. Задвижки должны быть опломбированы в открытом положении.

3.26. Объем резервуаров-сборников для сброса нефти от ССВД должен быть не менее:

для нефтепроводов диаметром 1220 мм - 500м3;

-"- 1020 мм - 400м3;

-"- 820 мм - 200м3;

-"- 720 мм

и менее - 150 м3.

3.27. При повышении уровня в резервуаре-сборнике до аварийного следует предусматривать отключение всех магистральных насосных агрегатов, а затем отключение от магистрального нефтепровода ССВД.

3.28. Технологическая схема нефтеперекачивающей станции с емкостью должна обеспечивать возможность работы по схеме "из насоса в насос", при этом необходимо предусматривать снижение максимального рабочего давления на предыдущей НПС.

3.29. Технологическая схема НПС, как правило, должна обеспечивать возможность параллельно-последовательной работы магистральных насосов, с учетом наличия или перспективы строительства параллельных нефтепроводов.

3.30. Отключаемые надземные участки трубопроводов НПС должны иметь защиту от повышения давления вследствие колебания температуры.

3.31. Запорная арматура (задвижки, обратные клапаны) с концами под приварку должна устанавливаться, как правило, в земле; фланцевая - наземно. Допускается установка запорной фланцевой арматуры в земле с соблюдением специальных мероприятий по защите арматуры от почвенной коррозии.

3.32. Оборудование и арматура, устанавливаемые на открытом воздухе, без укрытия, должны приниматься в климатическом исполнения, соответствующем микроклиматическому району размещения НПС по СНиП 2-01.01.82 с учетом требований к арматуре по СН 527-80.

3.33. Испытание трубопроводной обвязки магистральных насосных агрегатов должно, как правило, предусматриваться совместно с насосами с учетом ограничений заводов-изготовителей оборудования, арматуры и труб.

3.34. Для привода насосных агрегатов должны, как правило, применяться электродвигатели в исполнении, позволяющем их установку как в общем зале с насосами, так и в отдельном зале за противопожарной стенкой (перегородкой) или на открытых площадках.

3.35. Определение веществ по их способности создавать взрывоопасные смеси с воздухом и другими окислителями принимается по ПУЭ. Классификация взрывоопасных смесей и взрыво- и пожароопасных зон зданий и сооружений принимается по табл. № 15.

3.36. Для помещения насосов с электродвигателями с производством категории А принимается комбинированное отопление: воздушное, совмещенное с приточной вентиляцией, и дежурное отопление с местными нагревательными приборами с обеспечением параметров микроклимата в соответствии с требованиями ГОСТа 12.1.005-76.

Вентиляция всех помещений принимается в соответствии с СН 433-79.

3.37. На НПС с емкостью могут предусматриваться лаборатории для выполнения анализов перекачиваемой нефти.

Резервуарные парки

3.38. Суммарный полезный объем резервуарных парков нефтепровода, по которому не предусматривается последовательная перекачка, должен приниматься не менее размеров, указанных в табл.4 (в единицах расчетной суточной производительности).

Таблица 4

Протяженность нефтепровода (участка), км	Диаметр нефтепровода, мм
Протяженность нефтепровода (участка), км		630 и менее	720, 820	1020	1220
до 200	1,5	2	2	2
св. 200-400	2	2,5	2,5	2,5
св. 400-600	2,5	2,5/3	2,5/3	2,5/3
св. 600-800	3	3/3,5	3/4	3,5/4,5
св. 800-1000	3/3,5	3/4	3,5/4,5	3,5/5

ПРИМЕЧАНИЯ:

1. Цифры в числителе и знаменателе соответствуют условиям прохождения трассы, приведенным в п.1.11.

2. При протяженности нефтепровода свыше 1000 км к размеру емкости, приведенному в табл.4, добавляется объем резервуарного парка участка, соответствующего длине остатка.

3. Емкость резервуарного парка конечного пункта определяется проектом в пределах указанной суммарной емкости парка.

3.39. Полезный фактический объем резервуарных парков определяется по таблице 5 с учетом коэффициента использования емкости, учитывающим неиспользуемые зоны и технологический остаток.

Таблица 6

Тип резервуара	Коэффициент использования емкости
Вертикальный металлический 5-10 тыс. м3 без понтона	0,76
То же с понтоном	0,72
Вертикальный металлический 20-50 тыс. м3 с понтоном	0,79
То же, с плавающей крышей	0,83
Железобетонный заглубленный 10-50 тыс. м3	0,72

3.40. Суммарный полезный объем резервуарных парков нефтепровода ориентировочно распределяется следующим образом:

Головная нефтеперекачивающая станция магистрального нефтепровода, в случае перекачки одного сорта нефти должна располагать емкостью в размере от двухсуточной до трехсуточной производительности нефтепровода.

На НПС с емкостью, расположенных на границах эксплуатационных участков, в пределах которых требуется обеспечение независимости работы насосного оборудования, должна быть предусмотрена емкость в размере 0,3-0,5 суточной производительности нефтепровода. Эта емкость должна быть увеличена до 1,0-1,5 суточного запаса в случае обеспечения необходимости выполнения приемо-сдаточных операций.

На НПС с емкостью, расположенных на разветвлении магистральных нефтепроводов, а также в местах их соединения, должна предусматриваться емкость в размере в размере 1,0-1,5 суточной производительности трубопровода большей производительности. Допускается увеличение размеров емкости на этих станциях до пределов, требуемых по расчету при последовательной перекачке нефтей.

Распределение объемов парков в пределах нефтепровода (участка) может корректироваться из условия обеспечения независимой работы отдельных эксплуатационных участков при техническом обслуживании НПС и нефтепровода, создания емкости на конечных пунктах, а также с учетом максимального сокращения времени простоя нефтепровода.

3.41. При нескольких параллельных нефтепроводах суммарный полезный размер емкости должен определяться от суточной производительности каждого нефтепровода (табл.4).

3.42. При последовательной перекачке нефтей объем резервуарных парков каждой НПС с емкостью и конечного пункта определяется размерами накопления каждого сорта в соответствии с принятой в проекте цикличностью перекачки.

3.43. В целях защиты резервуаров от перелива и технологических трубопроводов и арматуры от превышения давления в составе резервуарного парка выделяется не менее 2-х резервуаров, в которые должен предусматриваться сброс нефти по специальному трубопроводу от предохранительных устройств. Резервируемый объем в выделенных резервуарах регламентируется правилами эксплуатации магистральных нефтепроводов и входит в объем резервуарного парка НПС с емкостью.

3.44. Для сокращения потерь нефти должны применяться, как правило, резервуары с плавающими крышами или с понтонами, применение других типов резервуаров требует выполнения технико-экономического обоснования эффективности их использования.

3.45. Подогрев нефти, в случае необходимости, должен производиться, как правило, с применением рециркуляционных систем с подогревом в теплообменных аппаратах или в печах.

3.46. При транспорте нефтей, для которых требуется подогрев, необходимо рассматривать вопрос применения тепловой изоляции резервуаров и трубопроводов с целью уменьшения теплопотерь. Изоляция должна быть несгораемой, тип изоляции устанавливается проектом.

3.47. Оборудование резервуаров должно обеспечивать технологические операции по наполнению и опорожнению их нефтью, защиту от повышения и понижения давления, защиту от распространения пожара, тушение пожара. При необходимости, на приемо-раздаточных патрубках должны предусматриваться компенсаторы для снижения усилий, передаваемых технологическими трубопроводами на резервуары.

3.48. В резервуарах для нефти в целях предотвращения накопления на дне парафина и других отложений и их удаления должны устанавливаться, как правило, размывающие головки или винтовые мешалки.

3.49. Схемы технологических трубопроводов резервуарных парков должны обеспечивать опорожнение резервуаров с помощью подпорных насосов и технологических трубопроводов с помощью зачистного насоса.

Технологические трубопроводы

3.50. Трубопровод магистральной насосной от входа первого насоса до узла регулирования должен быть рассчитан на давление, превышающее рабочее давление в магистральном нефтепроводе. Рекомендуется это превышение принимать не менее половины диффециального напора одного насоса при 70 % подаче от номинальной.

3.51. На выходных патрубках магистральных насосов должны устанавливаться диффузоры.

3.52. На территории НПС, в том числе территории резервуарных парков, прокладка нефтепроводов должна быть подземной. Трубопроводы, подлежащие опорожнению, должны укладываться с уклоном не менее 0,002.

3.53. При параллельной прокладке проектируемого нефтепровода со строящимися или действующими магистральными нефтепроводами следует предусматривать блокировочные трубопроводы в устройствах приема (или пропуска) средств очистки и диагностики.

Узлы учета количества и качества нефти

3.54. Для обеспечения учета количества и качества нефти на потоке на магистральных нефтепроводах должны устанавливаться узлы учета количества и качества.

В зависимости от выполняемых функций эти узлы делятся на коммерческие и оперативные. Коммерческие узлы осуществляют учет с точностью, необходимой для учетно-расчетных операций. Оперативные узлы осуществляют учет с точностью, необходимой для оперативных целей и задач АСУ ТП, и могут являться резервными точками коммерческого учета.

3.55. Коммерческие узлы учета предусматриваются в пунктах:

а) приема от нефтедобывающих предприятий;

б) приема и сдачи смежным предприятиям;

в) сдачи нефтеперерабатывающим предприятиям (НПЗ и НЖК), на экспорт, на налив на морской или речной транспорт.

По согласованию с заказчиком коммерческие узлы учета могут размещаться либо на станциях магистральных нефтепроводов, либо на объектах поставщиков (потребителей).

3.56. Оперативные узлы учета предусматриваются, как правило, на НПС с емкостью, на которых происходит перераспределение грузопотоков между магистральными нефтепроводами.

3.57. В состав коммерческих узлов учета входят:

рабочие измерительные линии;

резервные измерительные линии;

контрольная измерительная линия;

приборы качества;

автоматический пробоотборник;

трубопоршневая установка для поверки счетчиков (ТПУ);

устройство регулирования расхода.

На оперативных узлах учета приборы качества, ТПУ и устройство регулирования расхода могут не предусматриваться.

3.58. Число рабочих измерительных линий узла учета должно определяться из условий обеспечения заданной точности измерения в диапазоне 30-100 % пропускной способности нефтепровода, на наливных пунктах на морской и речной транспорт узлы учета должны работать в диапазоне от 10 % пропускной способности нефтепровода.

3.59. Число резервных измерительных линий должно приниматься 30-50 % от числа рабочих измерительных линий.

3.60. Общее число измерительных линий узла учета, как правило, должно быть не более десяти.

3.61. В узле учета, независимо от наличия ТПУ, предусматривается одна контрольная измерительная линия.

3.62. Технологическая схема узла учета должна обеспечивать поддержание необходимых параметров для работы узла учета (расход, давление, характер потока).

3.63. Технологическая схема и состав оборудования узлов учета должны соответствовать требованиям ведомственных нормативов по проектированию и эксплуатации узлов учета, согласованных с Госстандартом.

3.64. Для осуществления оперативного учета и решения задач АСУ ТП допускается применение измерителей скорости потока или ультразвуковых счетчиков. Такие же приборы рекомендуется устанавливать на всех промежуточных НПС.

Железнодорожные наливные устройства

3.65. Выбор типовых эстакад на наливных станциях магистральных нефтепроводов должен производиться в зависимости от объема наливных операций, затрат времени на операции подачи и уборки составов вагонов-цистерн и весовой нормы маршрутов (брутто) и прикрытия одной цистерны весом не менее 60 тонн.

Протяженность любой сливо-наливной эстакады должна быть не более максимальной длины одного маршрутного состава железнодорожных цистерн, включая прикрытие.

3.66. Весовая норма железнодорожных маршрутов брутто устанавливается по согласованию с органами МПС.

3.67. Время налива железнодорожных маршрутов и групп вагонов-цистерн должно определяться в соответствии с Уставом железных дорог СССР.

3.68. Для налива железнодорожных маршрутов, а также групп вагонов-цистерн с общей весовой нормой брутто более 1000 тонн, должны предусматриваться двухсторонние наливные устройства, рассчитанные на налив смешанного состава большегрузных вагонов-цистерн.

3.69. Железнодорожные наливные устройства должны быть оборудованы автоматическими устройствами для предотвращения перелива вагонов-цистерн, устройствами дистанционной сигнализации в насосную, устройствами для механизации налива и его герметизации.

3.70. Для налива нефти в железнодорожные цистерны на наливных станциях должны применяться центробежные насосы.

3.71. Для вспомогательных операций по зарядке сифонов при сливе неисправных вагонов-цистерн, а также для зачистки трубопроводов и резервуаров должны применяться центробежные насосы совместно с вакуум-насосами или самовсасывающие центробежные лопастные насосы.

3.72. Для внутриплощадочных перекачек должна предусматриваться возможность использования насосов наливной насосной.

3.73. Резервуарные парки НПС наливных станций должны проектироваться в соответствии с требованиями СНиП II-106-79 и настоящих Норм.

4. АВТОМАТИЗАЦИЯ, ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ И АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ (АСУ ТП)

4.1. При проектировании магистральных нефтепроводов должно предусматриваться создание АСУ ТП. Проект АСУ ТП выполняется в соответствии с Общеотраслевым руководящим методическим материалом. Для вновь строящихся нефтепроводов проект АСУ ТП разрабатывается в составе проекта первой очереди строительства.

4.2. Технологические схемы и технологическое, энергетическое и другие виды оборудования должны приниматься с учетом автоматизации и создания АСУ ТП.

4.3. Основными целями создания АСУ ТП являются:

обеспечение транспортирования с заданной производительностью при минимальных эксплуатационных затратах;

повышение надежности работы нефтепроводного транспорта и предотвращение аварийных ситуаций;

сокращение потерь при транспортировании и хранении;

обеспечение качества поставляемых нефтей;

осуществление оперативного учета материальных и энергетических ресурсов и затрат;

сокращение (до минимума) времени и объема обслуживания и ремонта нефтепровода.

4.4. Технологическим объектом управления для АСУ ТП может являться один или несколько отдельных нефтепроводов или их эксплуатационных участков независимо от административного подчинения. Самостоятельная АСУ ТП может создаваться для НПС с крупным резервуарным парком или для перевалочной нефтебазы.

4.5. С целью повышения уровня эксплуатации и улучшения использования оборудования и ресурсов при определении организационной структуры АСУ ТП следует совмещать информационно-управляющие пункты нескольких объектов в общем районном диспетчерском пункте (РДП). Рекомендуется с учетом устойчивой работы линии связи и экономических соображений предусматривать создание крупных РДП, вплоть до объединения всех НПС в пределах Управления магистральными нефтепроводами (УМН).

4.6. Комплекс технических средств АСУ ТП должен включать:

вычислительный комплекс совместно с устройствами ввода, представления и регистрации информации;

устройства телемеханизации насосных станций и линейных сооружений;

системы локальной автоматики нефтеперекачивающих станций, узлов учета, линейной части, пунктов приема и сдачи;

средства связи и аппаратуру передачи данных.

4.7. Состав технических средств и их технические характеристики (быстродействие, надежность, точность выполнения функции и т.п.) принимаются в соответствии с требованиями организации-разработчика АСУ ТП.

4.8. Магистральные насосные должны быть оснащены устройствами автоматической защиты. Перечень параметров защиты устанавливается отраслевыми нормативными документами.

4.9. Защита магистральной насосной по максимальным давлениям должна настраиваться на значение не выше 1,1 от рабочего давления.

4.10. Задание автоматическому регулятору давления на выходе должно равняться величине рабочего давления, а регулятору на приеме - величине минимального давления на входе первого насоса при максимальной на данный период эксплуатации подаче.

4.11. В закрытых помещениях со взрывоопасными зонами должен предусматриваться автоматический контроль уровня загазованности, возникновения пожара и затопления.

5. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ И ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ

5.1. Схема внешнего электроснабжения напряжением 35 кВ и выше нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов должны разрабатываться специализированными институтами Минэнерго СССР.

5.2. При проектировании схем внешнего электроснабжения должны предусматриваться меры по обеспечению бесперебойной работы НПС при кратковременных перерывах электроснабжения, вызванных короткими замыканиями, действием автоматического повторного включения (АПВ), автоматического включения резерва (АВР) и т.п., в частности, меры по обеспечению пуска и самозапуска насосных агрегатов в минимальном и максимальном режимах работы энергосистемы.

Необходимые для расчетов технические требования и исходные данные предоставляются заказчиком.

При разработке перспективных схем развития энергосистемы должны учитываться электрические нагрузки, предусмотренные схемами развития нефтепроводов.

5.3. Схемы внешнего электроснабжения п.п. 5.1., 5.2.) рассматриваются и утверждаются Миннефтепромом по согласованию с Минэнерго СССР.

В протоколах рассмотрения схем следует указывать долевое участие по финансированию, сроки ввода объектов внешнего электроснабжения НПС, а также объектов энергосистемы, ввод или расширение которых необходимы по условиям обеспечения надежного электроснабжения магистральных нефтепроводов.

Утвержденные схемы внешнего электроснабжения магистральных нефтепроводов являются основанием для выдачи энергосистемами Минэнерго СССР технических условий на присоединение.

5.4. Схемы внешнего электроснабжения магистральных нефтепроводов следует выполнять и утверждать до начала разработки проектов магистральных нефтепроводов.

5.5. Стадийная проектная документация по объектам внешнего электроснабжения магистральных нефтепроводов должна выполняться:

5.5.1. Специализированными институтами Минэнерго СССР:

1) по линиям электропередачи напряжением 110 кВ и выше;

2) по подстанциям 35 кВ и выше энергосистем, ввод и расширение которых необходим по условиям обеспечения надежного электроснабжения НПС;

3) по подстанциям напряжением 110 кВ и выше при НПС, за исключением технологических и совмещенных РУ-6(10) кВ и токопроводов к этим РУ.

В объем проектирования этих подстанций входит:

1) разъединитель, устанавливаемый между токопроводом и трансформатором подстанции;

2) кабели релейной защиты и автоматики между ОПУ подстанции и РУ-6(10) кВ при НПС;

3) прокладка кабелей релейной защиты и автоматики от ОПУ до границы подстанции;

4) релейная защита, автоматика и телемеханика подстанций;

5) трансформатор собственных нужд подстанции.

5.5.2. Институтами, проектирующими технологические объекты:

1) по линиям электропередачи напряжением до 35 кВ, предназначенным для питания подстанции при НПС;

2) по подстанциям напряжением до 35 кВ при НПС, включая технологические и совмещенные РУ-6(10) кВ и токопроводам к этим РУ;

3) по технологическим и совмещенным РУ-6(10) кВ и токопроводам к этим РУ подстанции при НПС напряжением 110 кВ и выше.

В объем проектирования этих РУ входит:

1) релейная защита и автоматика электроснабжения РУ;

2) прокладка кабелей релейной защиты и автоматики от границы подстанции до РУ-6(10) кВ при НПС.

5.6. Проект подстанции при НПС напряжением 110 кВ и выше с тремя напряжениями, из которых среднее напряжение предназначено для развития электрических сетей энергосистемы, следует выполнять в полном объеме.

Для таких подстанций поставка и монтаж РУ среднего напряжения организациями Миннефтепрома не производится.

5.7. В РУ-6(10) кВ НПС следует предусматривать не более четырех ячеек отходящих линий для сторонних потребителей.

Величина мощности, отпускаемой с шин 6(10) кВ сторонним потребителям, должна учитываться при проектировании подстанции и выборе мощности трансформаторов.

При количестве ячеек отходящих линий, требуемых для питания сторонних потребителей, более четырех, на подстанциях должно сооружаться собственное РУ-6 (10) кВ. В том случае в РУ-6(10) кВ НПС ячейки для сторонних потребителей не предусматриваются.

5.8. Категория электроприемников и НПС в целом по степени обеспечения надежности электроснабжения принимается по табл.6.