Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов

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

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.