ВНТП 2-86. Нормы технологического проектировани. Министерство нефтяной промышленности (миннефтепром) нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов
 Скачать 423.5 Kb.
|
Фонды времени и режим работы1.10. Режим работы магистральных нефтепроводов непрерывный, круглосуточный. 1.11. Расчетное число рабочих дней нефтепровода, принимаемых при проектировании с учетом затрат времени на техническое обслуживание, капитальный ремонт и ликвидацию повреждений, а также на откачку нефти из емкостей и их заполнение, определяется по табл.3, не менее: Таблица 3. Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов
В числителе указаны цифры для нормальных условий, цифры в знаменателе применяются при прохождении нефтепроводов в сложных условиях (заболоченные и горные участки) - не менее 30% от протяженности трассы нефтепровода. 1.12. Расчетное число рабочих дней для нефтепроводов, находящихся в эксплуатации, определяется по нормативам расчета производительности действующих магистральных нефтепроводов. 2. ЛИНЕЙНАЯ ЧАСТЬ2.1. В состав линейной части магистральных нефтепроводов входят сооружения в соответствии с СНиП 2.05.06-85, а также устройства приема и пуска (пропуска) скребков и блокировочные трубопроводы. 2.2. Линейная часть в отношения выбора трасс, переходов через естественные и искусственные препятствия, устройства защитных сооружений, расчетов нефтепроводов на прочность и устойчивость (в том числе определения толщин стенок труб), противоэрозионных и противооползневых мероприятий, защиты от коррозии, материалов и изделий должна проектироваться в соответствии со СНиП 2.05.06-85. 2.3. Толщину стенок трубопроводов следует определять в соответствии с расчетной эпюрой давления с учетом категории участка. Расчетная эпюра давления должна определяться по эксплуатационным участкам нефтепровода между соседними станциями с емкостью. Эпюра давления должна строиться из условия подачи нефти от каждой промежуточной НПС на НПС с емкостью последующего эксплуатационного участка при максимальном рабочем давлении, соответствующем максимальной суточной производительности. 2.4. Определение категорий участков нефтепроводов производится по СНиП 2.05.06-85. Для уменьшения расхода металла, особенно для нефтепроводов диаметром 1020 и 1220 мм, рекомендуется применять высокопрочные трубы - предел прочности не ниже 588 Мпа (60 кг/мм2). 2.5. Запорную арматуру следует устанавливать через 15-20 км. Установку запорной арматуры следует предусматривать по рельефу местности таким образом, чтобы розлив нефти в случае возможной аварии нефтепровода был минимальным. Установка должна быть бесколодезной. Для удобства испытаний и повторных испытаний нефтепроводов расстановку запорной арматуры следует, как правило, производить на границах смены толщин стенок участков нефтепроводов большой протяженности. 2.6. Запорная арматура на трассе нефтепроводов должна иметь привод и приборы системы управления, обеспечивающие возможность местного и дистанционного управления. 2.7. На магистральном нефтепроводе с обеих сторон запорной арматуры должна быть предусмотрена установка манометров. 2.8. При проектировании перехода нефтепровода, трасса которого проходит параллельно существующему нефтепроводу, допускается (вместо сооружения резервной нитки на нем) предусматривать использование для проектируемого нефтепровода резервной нитки существующего нефтепровода, при условии, что диаметр и допустимое рабочее давление на ней не меньше чем для проектируемого нефтепровода. 2.9. На магистральных нефтепроводах должны предусматриваться устройства приема и пуска скребка для очистки трубопровода в период эксплуатации, которые следует использовать также для приема и пуска разделителей при последовательной перекачке и средств диагностики. Устройства приема и пуска скребка нефтепроводов размещаются на расстоянии друг от друга до 300 км и, как правило, совмещаются о НПС. Устройства приема и пуска скребка должны предусматриваться также на лупингах и резервных нитках протяженностью более 3 км и на отводах протяженностью более 5 км. 2.10. Схемы устройств приема и пуска скребка в зависимости от их расположения на нефтепроводе должны обеспечивать различные варианты технологических операций: пропуск, прием и пуск, только пуск или только прием скребка. Схемы устройств должны предусматривать возможность осуществления перекачки нефти по нефтепроводу без остановки НПС - в процессе очистки нефтепровода. 2.11. В состав устройств приема и пуска входят: 1) камеры приема и запуска очистных устройств; 2) трубопроводы, арматура и соединительные детали; 3) емкость для дренажа нефти из камер приема и пуска; 4) механизмы для извлечения, перемещения и запасовки очистных устройств; 5) сигнализаторы прохождения очистных устройств; 6) приборы контроля давления. 2.12. При значительном перепаде высот на магистральных нефтепроводах должны предусматриваться станции защиты для предотвращения повышения давления в трубопроводе выше рабочего и станции дросселирования на обратных склонах для предотвращения потока с неполным сечением. 2.13. Для технического обслуживания, а также аварийно-восстановительного ремонта сооружений линейной части нефтепроводов, контроля за соблюдением правил их охраны и производства работ в охранной зоне предусматриваются аварийно-восстановительные пункты (АВП), располагаемые при НПС нефтепроводов. Один АВП обслуживает в обычных условиях и пустынях участок трассы нефтепровода протяженностью 200 - 250 км, а в районах с участками трассы, проходящими по болотам или рисовым полям, - 80 - 100 км. При отсутствии проездов по трассе техническое обслуживание и наблюдение за магистральным нефтепроводом и сооружениями на трассе должно предусматриваться с помощью воздушного транспорта или высокопроходимой техники. 2.14. В местах установки линейной запорной арматуры и на каждой НПС следует предусматривать вертолетные площадки. 2.15. Для размещения аварийно-восстановительных бригад должны быть предусмотрены пункты обогрева (жилой дом, с надворными постройками), располагаемые на трассе с интервалом 30-40 км вблизи задвижек. Постоянное проживание обслуживающего персонала в пунктах обогрева не предусматривается. 2.16. На сложных участках трассы для контроля за состоянием нефтепровода могут предусматриваться усадьбы линейных ремонтеров (жилой дом с надворными постройками), которые должны располагаться в районе установки линейных задвижек, как правило, вблизи населенных пунктов. Участок обслуживания одного ремонтера устанавливается в пределах 15-20 км в зависимости от доступности трассы, обусловленной рельефом местности, расположением дорог, заболоченностью, наличием естественных и искусственных препятствий. Участок обслуживания не зависит от числа параллельных ниток трубопроводов. 2.17. В местах переходов магистральными нефтепроводами крупных судоходных рек и водохранилищ должны предусматриваться оснащенные плавсредствами пункты наблюдения за зоной перехода водной преграды. Пункт наблюдения имеет жилой дом с хозяйственными постройками, аналогично усадьбе линейного ремонтера. 2.18. Для участков магистральных нефтепроводов, проложенных через болота, объем аварийного запаса труб должен составлять 0,3% от их протяженности, для остальных участков - 0,1% от их протяженности. Складирование аварийного запаса труб следует предусматривать на площадках НПС, пунктов обогрева, усадеб линейных ремонтеров или пунктов наблюдения. 2.19. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения нефтепроводов устанавливается охранная зона в соответствии с правилами охраны магистральных трубопроводов. Проектирование линейной части нефтепровода, а также закрепление трассы трубопровода на местности опознавательными знаками, должно выполняться в соответствии с этими правилами. | |||||||||||||||||