ТУ-01.003.03.ЛПДС-КИП-00.000-2017. Линейная производственнодиспетчерская станция. Новое строительство. Схема технологическая. План генеральный

Название	Линейная производственнодиспетчерская станция. Новое строительство. Схема технологическая. План генеральный
Дата	19.01.2018
Размер	409.75 Kb.
Формат файла
Имя файла	ТУ-01.003.03.ЛПДС-КИП-00.000-2017.docx
Тип	Документы #34629
страница	11 из 16

1 ... 8 9 10 11 12 13 14 15 16

16 Требования к резервуарам-сборникам

Объем резервуаров-сборников при магистральной насосной (для НПС с РП) должен быть на нефтепроводе от DN 700 до DN 1200 – не менее 80 м³ (две емкости по 40 м³), на нефтепроводе менее DN 700 – не менее 40 м³ (две емкости по 20 или 25 м³).

В резервуарах-сборниках в зависимости от характеристики нефти (проектная вязкость, температура застывания) и температуры окружающей среды могут предусматриваться подогреватели.

Опорожнение резервуаров-сборников должно выполняться электронасосными агрегатами во взрывозащищенном исполнении.

Насосные агрегаты откачки нефти из емкостей сбора утечек нефти и дренажа НПС должны быть полупогружными.

Подача насоса откачки нефти должна выбираться исходя из максимального допускаемого времени опорожнения этих емкостей.

Подача насосов откачки нефти из емкостей сбора утечек нефти и дренажа принимается исходя из времени опорожнения емкостей не более 1 часа.

Напор насоса откачки нефти для НПС с РП должен выбираться исходя из допустимого давления в технологических трубопроводах РП.

Установка насосного агрегата откачки нефти должна производиться непосредственно на патрубок емкости сбора утечек нефти и дренажа.

Емкость подземная горизонтальная дренажная и резервуар горизонтальный стальной предназначены для слива светлых и темных нефтепродуктов, нефти, масел, конденсата (в том числе в смеси с водой), промывочной жидкости (растворы моющих средств).

Резервуары-сборники должны устанавливаться подземно на бетонное основание.

Люки резервуаров-сборников должны быть расположены на 500 мм выше поверхности земли после засыпки резервуаров.

Подключение трубопроводов к резервуару должно быть безфланцевое.

Резервуары-сборники должны быть оборудованы газо-воздушной линией. Соединение газо-воздушных трубопроводов должно выполняться без тройников прямыми врезками.

Внутри резервуара-сборника должна предусматриваться запорная арматура с ручным приводом и выводом управления через люк на высоту не менее 600 мм над уровнем земли.

На уровне земли над емкостью должна выполняться железобетонная площадка толщиной 100 мм, соответствующая размеру фундамента под емкость

17 Требования к технологическим трубопроводам

Прокладка технологических трубопроводов должна предусматриваться подземная, за исключением следующих участков:

- обвязки ФГГ;

- обвязки узла регулирования давления;

- обвязки узла с предохранительными устройствами;

- приемо-раздаточные патрубки резервуаров;

- технологические трубопроводы СИКН и БИК;

- обвязка насосов откачки утечек;

- обвязка подпорных насосных агрегатов.

Диаметры технологических трубопроводов НПС с РП на участках от узла пуска-приема (пропуска) СОД до ФГГ, от ФГГ до узла с предохранительными устройствами №1, от узла с предохранительными устройствами №1 до резервуаров аварийного сброса нефти и сборного коллектора РП, от сборного коллектора РП до сборного коллектора подпорной насосной, от подпорной насосной до магистральной насосной станции, от магистральной насосной станции до узла регулирования давления, от узла регулирования давления до узла пуска-приема (пропуска) СОД, от узла с предохранительными устройствами №2 до резервуаров аварийного сброса нефти, должны приниматься равными диаметру магистрального нефтепровода. При диаметре магистрального нефтепровода 1067 мм диаметры указанных участков технологических трубопроводов принимать равным 1020 мм.

Диаметры технологических трубопроводов от сборного коллектора РП к резервуарам определяются исходя из требуемой пропускной способности и максимальной скорости движения нефти 1,5 м/с.

Диаметры и количество ПРП резервуаров определяется исходя из технологической схемы «через резервуар», требуемой пропускной способности, максимальной скорости заполнения резервуара и максимальной скорости движения нефти в ПРП в зависимости от объемного электрического сопротивления согласно таблицами 17.1 и 17.2. При этом максимальный диаметр ПРП должен быть не более DN 700.
Таблица 17.1 – Максимально допустимая скорость истечения нефти в резервуары для обеспечения электростатической безопасности [РД-23.020.00-КТН-018-14]

Диаметр ПРП, мм	Допустимая скорость истечения нефти, м/с
200	10,9
300	10,3
500	9,4
600	9,1
700	8,8

Таблица 17.2 – Максимально допустимая скорость истечения и движения нефтепродукта по трубопроводу согласно [РД-23.020.00-КТН-018-14]

Удельное объемное электрическое сопротивление нефтепродукта, Ом·м	Допустимая скорость истечения и движения нефтепродукта, м/с
Не более 10⁹	до 5
Более 10⁹ при температуре вспышки паров 61 ⁰С и выше	до 5
Более 10⁹ при температуре вспышки паров ниже 61 ⁰С	определяется расчетом

Количество ПРП для откачки нефти из резервуаров аварийного сброса должно равняться одному.

Трубопровод сброса нефти от узла с предохранительными устройствами должен быть подключен в нижний пояс резервуара через отдельный ПРП независимо от ПРП откачки нефти из резервуара аварийного сброса. Линия сброса должна быть оборудована обратными затворами, устанавливаемыми в каре перед каждым сбросным резервуаром. Для возможности проведения ремонтных работ резервуара аварийного сброса, необходимо предусматривать установку очковой заглушки до обратного клапана.

Максимальная скорость движения понтона или плавающей крыши (скорость заполнения) [РД-23.020.00-КТН-018-14]:

- для резервуаров объемом до 700 м³ включительно – не более 3,3 м/ч;

- для резервуаров объемом от 700 до 30000 м³ включительно – не более 6,0 м/ч;

- для резервуаров объемом более 30000 м³ – не более 4,0 м/ч.

Максимальная скорость заполнения резервуаров типа РВС (аварийного сброса) с дыхательной арматурой ограничивается пропускной способностью арматуры в соответствии с формулой

, (17.1)
где

- суммарная производительность дыхательных клапанов установленных на резервуаре.
Отношение наружного диаметра трубопровода к номинальной толщине стенки не должно превышать 100.

Номинальная толщина стенки для трубопроводов диаметром 1020 мм и более должна приниматься не менее 12 мм.

Не допускается врезка в нижнюю образующую технологических трубопроводов или оборудования патрубков с запорной арматурой или заглушками с фланцевыми соединениями, образующих тупиковые участки без возможности их промывки.

При проектировании трубопроводов необходимо предусматривать мероприятия, исключающие попадание газовоздушных пробок из подводящих трубопроводов в резервуары РВСП и РВСПК [РД-23.020.00-КТН-018-14].

Трубопроводная обвязка резервуаров должна выполняться с учетом обеспечения возможности перекачки продукта из одного резервуара в другой при аварийной ситуации.

Внутри каре резервуаров допускается прокладка инженерных коммуникаций, обслуживающих резервуары данной группы. Не допускается транзитная прокладка трубопроводов через соседние каре.

Для выпуска/впуска воздуха и газовоздушной смеси из технологического трубопровода при заполнении нефтью после строительства и при эксплуатации должен предусматриваться штуцер с краном DN 32 (DN25):

- в узле с предохранительными устройствами, между предохранительным клапаном и запорной арматурой, на выходе клапана;

- в подпорной насосной с вертикальными ПНА на выходном трубопроводе между ПНА и обратным затвором;

- в узле регулирования давления, между регулятором давления и запорной арматурой, на входе или выходе регулятора;

- в системе дренажа и сбора утечек между выходным патрубком полупогружного насоса и обратным затвором;

- в других наивысших точках надземного технологического трубопровода при соответствующем обосновании (для обеспечения гарантированного заполнения в случае недостаточности вантузов изложенных выше), но не более 2-х.

Количество и места отборов давления DN15 (DN20, DN25) приведены в таблице 17.3
Таблица 17.3  Количество и места отборов давления DN15 (DN20, DN25) [ТПР-75.180.00-КТН-057-15 Часть 2]

Наименование сооружений	Количество отборов давления
	всего	в том числе
	всего	манометры показывающие	датчики автоматики
ФГГ	7	6	1
Регуляторы давления	9	4	5
Подпорная насосная станция (вход)	4	2	2
Подпорная насосная (выход)	2	1	1
На входе ПНА	16	8	8
На выходе ПНА	12	4	8 (4 датчика давления и 4 датчика температуры)
Магистральная насосная станция (вход)	4	2	2
На входе МНА	8	4	4
На выходе МНА	12	4	8 (4 датчика давления и 4 датчика температуры)
В системе дренажа и сбора утечек между выходным патрубком полупогружного насоса и обратным затвором	2	1	1
Итого:	76	36	40

В зависимости от рабочего (номинального) давления технологические трубопроводы подразделяются на категории в соответствии с таблицами 17.4 и 17.5.
Таблица 17.4 – Категории технологических трубопроводов НПС с РП с давлением на выходе НПС 6,3 МПа

Категория	Рабочее давление, МПа	Технологические трубопроводы
Р1	4,0	Трубопровод от секущей задвижки на входе НПС до ФГГ.
Р2	7,5	Трубопровод от магистральной насосной станции до узла регулирования давления. Трубопроводы обвязки магистральной насосной станции. Трубопроводы обвязки узла регулирования давления.
Р3	1,6	Дренажные трубопроводы от ФГГ, подпорной насосной, магистральной насосной станции, узла регулирования давления до емкости сбора утечек нефти и дренажа. Трубопровод от ФГГ до узла с предохранительными устройствами №1. Трубопровод от узлов с предохранительными устройствами №1 и №2 до резервуаров аварийного сброса нефти. Трубопровод от узла с предохранительными устройствами №1 до РП. Трубопровод от РП до входного патрубка подпорных насосов. Трубопроводы обвязки узла с предохранительными устройствами № 1. Трубопровод от нагнетательной линии полупогружных электронасосных агрегатов емкости сбора утечек нефти и дренажа к резервуарам для хранения топлива для котельной. Трубопровод от нагнетательной линии полупогружных насосных агрегатов дренажной емкости до РП, подпорной насосной. Трубопровод от автоматизированной задвижки аварийного сброса, устанавливаемой перед узлом подключения станции, к резервуарам аварийного сброса (при установке таковой).
Р4	6,3	Трубопровод от узла регуляторов давления до секущей задвижки на выходе НПС.
Р5	2,5	Трубопровод от подпорной насосной до магистральной насосной станции. Трубопроводы обвязки подпорной насосной от выходного патрубка насосов. Трубопроводы обвязки узла с предохранительными устройствами № 2 (до СППК).

Таблица 17.5 – Категории технологических трубопроводов НПС с РП с давлением на выходе НПС 7,5 МПа.

Категория	Рабочее давление, МПа	Технологические трубопроводы
2	3	4
Р1	4,0	Трубопровод от секущей задвижки на входе НПС до ФГГ.
Р2	7,5	Трубопроводы обвязки магистральной насосной включая коллектор магистральной насосной. Трубопровод от магистральной насосной станции до секущей задвижки на выходе НПС.
Р3	1,6	Дренажные трубопроводы от ФГГ, подпорной насосной, магистральной насосной станции, узла регулирования давления до емкости сбора утечек нефти и дренажа. Трубопровод от ФГГ до узла с предохранительными устройствами №1. Трубопровод от узлов с предохранительными устройствами №1 и №2 до резервуаров аварийного сброса нефти. Трубопровод от узла с предохранительными устройствами №1 до РП. Трубопровод от РП до входного патрубка подпорных насосов. Трубопроводы обвязки узла с предохранительными устройствами № 1. Трубопровод от нагнетательной линии полупогружных электронасосных агрегатов емкости сбора утечек нефти и дренажа к резервуарам для хранения топлива для котельной. Трубопровод от нагнетательной линии полупогружных насосных агрегатов дренажной емкости до РП, подпорной насосной. Трубопровод от автоматизированной задвижки аварийного сброса, устанавливаемой перед узлом подключения станции, к резервуарам аварийного сброса (при установке таковой).
Р4	2,5	Трубопровод от подпорной насосной до магистральной насосной станции. Трубопроводы обвязки подпорной насосной от выходного патрубка насосов. Трубопроводы обвязки узла с предохранительными устройствами № 2 (до СППК).

При подземной прокладке трубопроводов, в случае расположения в одной траншее двух и более трубопроводов, они должны располагаться в один ряд (в горизонтальной плоскости). Расстояние между стенками труб (теплоизоляции) в свету следует принимать при следующих диаметрах трубопроводов:

- до DN 300 включительно – не менее 0,4 м;

- более DN 300– не менее 0,5 м.

Минимальные расстояния по горизонтали в свету от трубопроводов для транспортирования нефти и нефтепродуктов до зданий, сооружений и инженерных сетей НПС.
Таблица 17.6 – Минимальные расстояния по горизонтали в свету от трубопроводов для транспортирования нефти и нефтепродуктов до зданий, сооружений и инженерных сетей НПС [ТПР-75.180.00-КТН-057-15 Часть 2]

Здания, сооружения и инженерные сети	Наименьшее расстояние по горизонтали (в свету) от трубопроводов, м
Здания, сооружения и инженерные сети	надземных	подземных (в том числе в каналах, лотках)
Резервуары для нефти и нефтепродуктов (стенка резервуара)	3	4
Фундаменты административно-бытовых зданий при давлении в трубопроводе, МПа:
- до 2,5 включ.	12,5	5
- св. 2,5	25	10
Фундаменты ограждения склада, прожекторных мачт, опор галерей, эстакад, трубопроводов, контактной сети и связи	1	1,5
Ось пути железных дорог колеи 1520 мм (внутренних) при давлении в трубопроводе, МПа:
- до 2,5 включ.,	4	4
- св. 2,5	8	8
Внутренние автомобильные дороги:
- бортовой камень дороги (кромка проезжей части)	1,5	1,5
- наружная бровка кювета или подошвы насыпи дороги	1	2,5
Фундаменты опор воздушных линий электропередач, кВ:
- до 1 включ. и наружного освещения	1	1,5
- св. 1 до 35 включ.	5	5
- св. 35	10	10
Фундаменты других зданий и сооружений склада	3	3
Фундаменты других зданий и сооружений склада	3	3
то же, со стороны стен без проемов зданий I и II степеней огнестойкости	0,5	3
Открытые трансформаторные подстанции и распредустройства	10	10
Водопровод, промышленная (напорная и самотечная) канализация, водостоки (загрязненных вод)	1,5	1,5
Бытовая самотечная канализация, водостоки (условно чистых вод)	3	3
Теплопроводы (до наружной стенки канала)	1	1
Кабели силовые и кабели связи	1	1

Расстояния при надземной прокладке технологических трубопроводов между осями смежных трубопроводов и от трубопроводов (в т.ч. подземных) до строительных конструкций (см. рисунок 17.1) как по горизонтали, так и по вертикали следует принимать согласно таблицы 17.7.

Для вспомогательных трубопроводов (дренажной нефти, утечек нефти, трубопроводов маслосистемы), а также трубопроводов дизельного топлива внешней обвязки ДЭС диаметром DN 150 и менее расстояние между осями смежных трубопроводов и от трубопроводов до строительных конструкций, как по горизонтали, так и по вертикали принимается в соответствии с таблицей 17.7.

Рисунок 17.1 – Расстояния между осями смежных трубопроводов и от трубопроводов до строительных конструкций
Таблица 17.7 – Минимальные расстояния между осями смежных трубопроводов до стенок каналов и стен зданий, мм.

Условный проход трубопроводов, Dу, мм	Для теплоизолированных трубопроводов при температуре стенки, °С						Для неизолированных трубопроводов
							без фланцев		с фланцами в одной плоскости при давлении среды, МПа (кгс/см²)
	ниже минус 30		от минус 30 до 19		от 20 до 600		без фланцев		до 1,6 (16)		2,5 (25) и 4 (40)		6,3 (63)		10(100)
	А	b1	А	b2	А	b3	А	b4	А	b5	А	b6	А	b7	А	b8
50	270	220	210	160	230	180	80	50	130	110	130	110	140	120	150	130
65	300	250	240	190	280	230	90	60	140	120	140	120	150	130	160	140
80	310	260	250	200	310	260	100	70	150	130	150	130	160	130	170	140
100	370	300	310	240	350	280	110	80	160	140	170	140	180	150	190	160
125	410	340	350	280	370	300	120	100	180	150	190	160	200	180	210	180
150	420	350	360	290	380	310	130	110	190	170	200	180	220	200	230	200
200	450	380	390	320	430	360	160	140	220	190	240	210	260	230	270	240
250	500	430	440	370	460	390	190	160	260	230	280	250	290	260	330	300
300	560	480	500	420	520	440	210	190	280	260	310	280	320	290	350	320
350	610	530	550	470	550	470	240	210	310	290	340	310	350	330	380	350
400	690	590	630	530	630	530	260	240	340	320	380	360	390	360	410	390
450	740	640	680	580	670	560	290	270	370	350	390	370	450	430	-	-
500	790	690	730	630	690	590	320	290	410	380	440	410	520	490	-	-
600	840	740	780	680	760	660	370	340	470	450	500	470	-	-	-	-
700	880	780	820	720	800	700	410	380	510	480	550	530	-	-	-	-
800	980	860	920	800	860	800	490	450	590	500	650	610	-	-	-	-
1000	1130	960	1070	900	1070	900	610	560	730	680	-	-	-	-	-	-
1200	1230	1060	1170	1000	1170	1000	710	660	850	800	-	-	-	-	-	-
Примечание – Расстояние Б (между осями трубопроводов) определяется суммированием табличных размеров bi, где bi = b1, b2.

При взаимном пересечении трубопроводов расстояния между стенками труб (теплоизоляции) в свету должно составлять не менее 350 мм, а пересечения должны выполняться под углом не менее 60º.

Пересечение трубопроводов с автодорогами должны предусматриваться под углом 90º. Допускается уменьшение угла пересечения до 45º в отдельных случаях при соответствующем обосновании.

1 ... 8 9 10 11 12 13 14 15 16