ВНТП 2-86. Нормы технологического проектировани. Министерство нефтяной промышленности (миннефтепром) нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов

• Название: Министерство нефтяной промышленности (миннефтепром) нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов
• Дата: 16.02.2018
• Размер: 423.5 Kb.
• Имя файла: ВНТП 2-86. Нормы технологического проектировани.doc
• Тип: Документы; #36627
• страница: 11 из 17

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;

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

Скорость перекачки, м/с	Диаметр нефтепровода, мм
	219	273	325	377	426	530	630	720	820	920	1020	1220
0,8	3,5	4,3	7,7	8,4	9,5	-	-	-	-	-		-
1,0	3,9	5,5	9,2	10,5	11,7	22	28	36	-	-	-	-
1,2	4,3	6,6	10,7	12,5	14,0	27	34	43	54	69	76	-
1,4	-	-	-	14,5	16,3	31	39	50	63	79	96	-
1,6	-	-	-	-	-	35	45	57	72	91	120	177
1,8	-	-	-	-	-	-	50	64	81	101	130	182
2,0	-	-	-	-	-	-	-	71	89	113	137	194
2,2	-	-	-	-	-	-	-	-	99	120	144	204
2,4	-	-	-	-	-	-	-	-	-	131	155	220
2,5	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	166	240
2,8	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	257
3,0	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	277
3,2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	300

Оптимальное распределение производительности между параллельными нефтепроводами определяется по формуле:

(8)

где - производительность системы, состоящей из n-параллельных нефтепроводов, м³/ч;

Q_i - производительность i-го нефтепровода, м³/ч;

h_i - кпд насосов на i-ом нефтепроводе;

m - показатель, характеризующий режим движения (для турбулентного режима движения m=0,25),

D_i - диаметр i-го нефтепровода.

Расчетная величина производительности Q_i, полученная по формуле (8), не должна превышать пропускной способности нефтепровода.