Страница 7: ВНТП 2-86. . Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов (40659)

9.5. Выбор системы проектных мероприятий производится с учетом целей повышения надежности, в качестве которых могут рассматриваться отдельно или в совокупности:

- увеличение коэффициента готовности трубопровода для обеспечения большей устойчивости технологического процесса, большей безопасности и защиты окружающей среды;

- увеличение коэффициента готовности НПС для снижения трудозатрат на обслуживание и сокращения влияния переходных режимов;

- увеличение коэффициента надежности эксплуатационного участка и коэффициента готовности (надежности) нефтепровода для повышения уровня стабильности приема (поставки) нефти.

10. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

10.1. Основной формой организации обслуживания и ремонтных работ на магистральных нефтепроводах является централизованная система технического обслуживания и ремонта (ЦСТОР).

10.2. Централизация ремонтных работ должна быть дифференцирована на уровнях линейной производственной диспетчерской службы (ЛПДС), Районного нефтепроводного управления, Управления магистральными нефтепроводами.

10.3. Для выполнения технического обслуживания и ремонтных работ могут предусматриваться объекты и подразделения ремонтного хозяйства в соответствии с заданием на проектирование, в том числе:

в составе УМН:

центральная база производственного обслуживания (ЦБПО);

центральная база технического обеспечения и комплектации оборудования;

автотранспортное предприятие;

ремонтно-строительное управление;

в составе РНУ:

база производственного обслуживания (БПО);

база технического обеспечения в комплектации оборудования;

цех технологического транспорта и спец.техники;

ремонтно-строительный участок;

в составе ЛПДС:

аварийно-восстановительный пункт.

10.4. Объекты ремонтного хозяйства УМН, как правило, должны располагаться в географическом центре магистральных нефтепроводов УМН; при выборе места расположения объектов должны учитываться действующая и проектируемая сеть автомобильных, железных дорог и др. путей сообщения. Объекты ремонтного хозяйства РНУ, как правило, должны располагаться в месте расположения самого РНУ.

Аварийно-восстановительные пункты располагаются на территории ЛПДС. На площадке АВП размещается также аварийный резерв материалов.

10.5. В составе ЦБПО, БПО могут предусматриваться специальные подразделения по техническому оборудованию и ремонту подводных переходов.

10.6. Производственная мощность объектов ремонтного хозяйства и численность обслуживающего персонала определяются в соответствии с ведомственными нормативами.

11. НОРМЫ РАСХОДА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ.

Нормы расхода электроэнергии.

11.1. Расход электроэнергии по магистральному нефтепроводу определяется по формуле:

(3)

где ??нк - расход электроэнергии на перекачку нефти по магистральному нефтепроводу, включая потери в коммуникациях НПС и подводящих трубопроводах, квт.ч;

??сн - расход электроэнергии на собственные нужды на НПС;

??сл - расход электроэнергии на собственные нужды сооружения линейной части.

11.2. Расход электроэнергии на перекачку нефти по магистральному нефтепроводу определяется по формуле:

(4)

где

Q - заданная часовая производительность нефтепровода, м3/ч;

Н1 - потери напора на перекачку нефти по магистральному нефтепроводу, при расчетном диаметре Др (п.18.2), м;

Н2 - потери напора на перекачку нефти по подводящим трубопроводам и в коммуникациях НПС, м;

К=1,03 - коэффициент запаса, учитывающий потери напора на дросселирование потока нефти по нефтепроводу, включая потери при переходных процессах;

??н - КПД насосов;

??э - КПД электродвигателей;

?? - плотность нефти, т/м3.

11.3. Расход электроэнергии (ориентировочный) на собственные нужды на одну НПС приведен в табл.8, включая потери в трансформаторах.

Таблица 9

11.4. Расход электроэнергии на собственные нужды линейной части нефтепровода, на систему электрохимической защиты трубопровода и кабеля связи от коррозии - питание СКЗ составляет в среднем на 100 километров 15 тыс. кВт. ч в год.

11.5. Для определения расхода электроэнергии на перекачку при выполнении проектной документации на предварительных стадиях в таблице 10 приведены величины удельных расходов электроэнергии в кВт. ч на 1 тыс. т. км для нефтепроводов различного диаметра в зависимости от скорости перекачки нефти по трубопроводу с вязкостью 0,25 Ст.

11.6. Скорость перекачки нефти V м/с должна определяться по формуле:

(5)

где Q - расчетная производительность нефтепровода, млн.т/год;

F - средняя площадь проходного сечения нефтепровода при расчетном диаметре Др (п.18.2), м2,

?? - плотность нефти при расчетной температуре, т/м3;

Т - расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода (п. 1.11).

11.7. При определении расхода электроэнергии по табл. 9 с заданными величинами вязкости вводится поправочный К1 коэффициент, который определяется по формуле:

(6)

где

??3 - заданная фактическая вязкость нефти, Ст;

Таблица 10

Удельный расход электроэнергии в кВт. ч на 1000 т. км

11.8. Приведенные в таблице 10 нормы расхода электроэнергии в зависимости от разности отметок конечного и начального пунктов магистрального нефтепровода должны увеличиваться или уменьшаться на величину:

(7)

где А - удельный расход электроэнергии кВт. ч на 1000 т. км.;

Н - абсолютная разность отметок, м;

Q - раcчетная производительность нефтепровода, млн. т/год;

L - длина трубопровода, км;

К2 - коэффициент, величина которого приводится в таблице 11.

11.9. Для промежуточных значений скорости перекачки нефти нормы расхода электроэнергии и значения вспомогательных коэффициентов должны определяться интерполяцией.

11.10. В нормах не учтена потребность в электроэнергии для жилых поселков, а также жилых комплексов при вахтовом обслуживании. Расход электроэнергии для жилых поселков должен определяться по действующим нормативам и удельным показателям, исходя из состава гражданских и общественных зданий и степени благоустройства поселков.

11.11. Для параллельных нефтепроводов расход электроэнергии должен определяться с условием оптимального перераспределения нагрузки на систему нефтепроводов с учетом пропускной способности нефтепроводов в расчетный период времени при поэтапном развитии строящегося нефтепровода.

Таблица 11