ВНТП 2-86 сторінка 6 з 11

Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов

Зміст

8.13. Сброс в канализацию подтоварных вод из резервуаров для нефти не допускается.
9.1. Надежность нефтепровода и низовых звеньев характеризуется следующими показателями:
9.4. Повышение надежности обеспечиваться:
11.1. Расход электроэнергии по магистральному нефтепроводу определяется по формуле:
11.6. Скорость перекачки нефти V м/с должна определяться по формуле:

8.7. В состав утверждаемой проектной документации на строительство магистрального нефтепровода, пересекающего реки и другие водоемы рыбохозяйственного назначения, должен входить раздел "Рыбное хозяйство", разработанный специализированной организацией, включающий рыбоохранные и компенсационные мероприятия.

8.8. Для уменьшения загрязнения водоемов при разработке подводных траншей для укладки трубопроводов (от сбрасывания в воду грунта) следует принимать способы производства работ и механизмы, приводящие к увеличению бытовой мутности не более, чем на 5%.

8.9. Охрана водоемов от загрязнения сточными водами от НПС должна осуществляться с учетом требований действующих нормативных документов, а также путем:

сокращения потребления свежей воды на технологические процессы за счет использования новых видов оборудования, применения оборотной системы водоснабжения, воздушного охлаждения агрегатов;

сокращения сброса сточных вод в водоемы и уменьшения концентрации вредных веществ в сбрасываемых стоках;

повторного использования очищенных сточных вод (при наличии потребителей);

утилизации уловленной нефти путем закачки ее в нефтепровод или в топливные резервуары;

сбора дождевых стоков в резервуарном парке в ливнеприемные канализационные колодцы;

устройством обвалований из грунтов с содержанием глинистых частиц или устройством глиняных замков, других противодренирующих устройств, когда обвалование сооружается из дренирующих грунтов.

8.10. Защита атмосферного воздуха от загрязнений должна быть обеспечена путем применения на НПС резервуаров с плавающими крышами или понтонами, бесколодезной установкой арматуры. Высота дымовых труб должна обеспечивать выбросы в атмосферу без превышения приземных предельно допустимых концентраций вредных веществ для населенных мест, утвержденных Минздравом СССР.

8.11. Нормы выброса дымовых газов от котельных следует принимать в соответствии со СН 369-74 и СН 245-71.

8.12. Уменьшение концентрации вредных веществ до предельно допустимых в створе смешения должно обеспечиваться путем применения совершенных средств очистки с учетом гидрологической характеристики водоема.

8.13. Сброс в канализацию подтоварных вод из резервуаров для нефти не допускается.

8.14. Нефтесодержащие сточные воды от магистральной насосной разрешается отводить в резервуары для сброса технологических утечек с устройством на сет трубчатого гидрозатвора и грязеуловителя.

8.15. Объем жидких атмосферных осадков с обвалованной территории резервуарного парка Q м³/сутки, следует определять по формуле (1):

(1)

где F - площадь обвалованной территории резервуарного парка, м²;

(2)

Н - годовой слой жидких атмосферных осадков, м.,

Р - период с жидкими атмосферными осадками, суток,

f₁ - суммарная площадь обвалованной территория резервуарного парка (без резервуаров), м²,

f₂ - суммарная площадь горизонтальной проекции резервуаров, м²,

a₁ - коэффициент стока с грунтовых спланированных поверхностей, равный 0,27,

a₂ - коэффициент стока с кровель резервуаров, равный 0,95,

Значение Н и Р принимаются по СНиП 2.01.01-82

8.16. Открытые емкостные сооружения (пруды-отстойники, биологические пруды, пруды-испарители, шлаконакопители, аварийные амбары и др.) должны иметь проволочные ограждения по железобетонным столбам.

Необходимость устройств в открытых емкостных сооружениях противофильтрационных покрытий следует предусматривать на основании гидрогеологических изысканий.

9. НАДЕЖНОСТЬ НЕФТЕПРОВОДА

9.1. Надежность нефтепровода и низовых звеньев характеризуется следующими показателями:

- коэффициентом готовности НПС и трубопровода, равным вероятности (доле времени) работы основного оборудования с номинальными характеристиками;

- коэффициентом готовности эксплуатационного участка - вероятностью (долей времени) поддержания установленной проектно-пропускной способности участка;

- коэффициентом надежности эксплуатационного участка, равным отношению средней пропускной способности участка к установленной проектной;

- коэффициентом готовности нефтепровода по приему нефти и коэффициентом готовности по поставке нефти, равными, соответственно вероятности приема и поставки нефти в номинальном объеме;

- коэффициентами надежности нефтепровода по приему и поставке нефти равными, соответственно отношению среднего объема принимаемой или поставляемой нефти к номинальному.

Коэффициенты готовности определяют долю времени работы объекта с номинальными характеристиками. Коэффициенты надежности характеризуют среднюю располагаемую мощность объекта или звена, вычисленную с учетом возможных отказов оборудования и регулирования режимов с использованием средств резервирования.

9.2 .Указанные в разделах 1, 2, 3, 4 Норм технические решения с учетом выполнения условий на поставку труб и оборудования, требований строительных норм и правил, а также правил технической эксплуатации должны обеспечить надежность отдельных объектов и нефтепровода в целом на уровнях, не менее указанных в таблице 8.

Таблица 8

Показатели

Эксплуатационный участок протяженностью 400-500 км

Нефтепровод протяженностью 800-1000 км

трубопровод

НПС

Участок в целом

Прием нефти

Поставка нефти

Коэффициент готовности

0,995

0,99

0,96

0,99

0,96

Коэффициент надежности

0,98

0,99

0,98

9.3. Повышение надежности сверх нормативного уровня обеспечивается по требованию заказчика для особо ответственных нефтепроводов, а также нефтепроводов протяженностью 1000 км должно обеспечиваться специальным разделом проекта путем сопоставления затрат на повышение надежности над уровнем, обеспечиваемым при нормативном объеме мероприятий.

Расчеты надежности должны выполняться в соответствии с "Методическими указаниями по определению производственной мощности магистральных нефтепроводов" (ВНИИОЭНГ, 1985).

9.4. Повышение надежности обеспечиваться:

- изменением категорирования участков, норм контроля сварных стыков, требований к качеству земляных работ, условий испытания и др. по сравнению с установленными строительными нормами и правилами;

- ужесточением требований на поставку труб и оборудования по сравнению с действующими техническими условиями;

- большим уровнем резервирования линейных участков, станционного оборудования, энергоснабжения, увеличением объема резервуарных парков, сокращением протяженности эксплуатационных участков и др. мероприятиями по сравнению с требованиями настоящих Норм;

- дополнительными включаемыми в проект мероприятиями по усилению режимной защиты, систем контроля и наблюдения, оснащения аварийно-восстановительных пунктов и пр.

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 Д_р (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;

h_н - КПД насосов;

h_э - КПД электродвигателей;

r - 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

Производительность НПС, тыс. куб. м/ч

Расход электроэнергии, тыс. кВт. ч/год

Головная НПС

Промежуточная НПС

До 1,25

2460

1950

От 2,5 до 3,6

2850

2060

От 5,0 до 12,5

3550

2960

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 Д_р (п.18.2), м²,

r - 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

n₃ - заданная фактическая вязкость нефти, Ст;

Таблица 10

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

Скорость перекачки, м/с

Диаметр нефтепровода, мм

219

273

325

377

426

530

630

720

820

920

1020

1220

0,8

30,6

0,9

44,9

31,2

23,6

18,7

1,0

33,4

36,5

28,3

23,1

16,8

12,3

1,1

61,9

43,4

35,7

27,9

18,5

14,0

10,8

1,2

50,3

44,6

34,0

20,4

15,8

12,3

10,3

8,4

1,3

41,5

23,4

18,1

14,0

11,8

10,4

8,7

8,6

1,4

26,3

20,5

15,6

13,3

11,5

9,6

9,5

1,5

23,6

17,5

14,8

12,8

10,6

10,5

1,6

27,4

19,6

16,4

13,9

11,7

11,4

10,2

1,7

18,4

15,2

12,9

12,2

10,6

1,8

20,4

16,6

14,1

13,3

11,1

1,9

22,8

18,3

15,5

14,4

11,5

2,0

19,9

17,0

15,3

12,1

2,1

21,6

18,5

16,3

12,9

2,2

20,1

17,5

13,6

2,3

21,8

18,8

14,5

2,4

20,0

15,5

2,6

23,3

17,8

2,8

20,5

3,0

23,6

3,2

27,8

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;