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 |
|||
|
|
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.
