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: 4 из 17

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Нефтеперекачивающие и наливные станции.

3.1. Нефтеперекачивающие станции разделяются на головные и промежуточные.

Головная перекачивающая станция магистрального нефтепровода предназначается для приема нефти с установок подготовки нефти и перекачки ее из емкости в магистральный нефтепровод.

В состав технологических сооружений головной перекачивающей станции входят: резервуарный парк, подпорная насосная, узел учета, магистральная насосная, узел регулирования давления, фильтры-грязеуловители, узлы с предохранительными устройствами, а также технологические трубопроводы.

Промежуточные перекачивающие насосные предназначаются для повышения давления в магистральном нефтепроводе при перекачке нефти. В состав технологических сооружений промежуточной станции входят: магистральная насосная; фильтры-грязеуловители, узел регулирования давления, система сглаживания волн давления (ССВД), а также технологические трубопроводы.

3.2. Наливные станции предназначаются для приема нефти из магистрального трубопровода в емкость и налива ее в железнодорожные цистерны. В состав технологических сооружений наливной станции входят: резервуарный парк, наливная насосная, железнодорожные наливные устройства, трубопроводы, фильтры-грязеуловители, узлы с предохранительными устройствами и узлы учета.

3.3. На магистральных нефтепроводах большой протяженности должна предусматриваться организация эксплуатационных участков, протяженностью от 400 до 600 км, обеспечивающих независимую работу нефтеперекачивающих станций по схеме "из насоса в насос", без использования емкости.

На начальных нефтеперекачивающих станциях эксплуатационных участков должна предусматриваться емкость. Емкость устанавливается также на нефтеперекачивающих станциях, где намечается осуществлять прием нефти с попутных промыслов или перераспределение ее грузопотоков в системе нефтепроводов. Состав технологических сооружений таких нефтеперекачивающих станций аналогичен головным.

3.4. Расстановка НПС должна производиться по возможности с учетом равномерного распределения давления по всем насосным нефтепроводам.

3.5. НПС должны размещаться, как правило, после перехода больших рек, на площадках с благоприятными топогеологическими условиями, а также возможно ближе к населенным пунктам, железным и шоссейным дорогам, источникам электроснабжения и водоснабжения.

3.6. Головные нефтеперекачивающие станции, находящиеся в начале магистральных нефтепроводов, рекомендуется, если это не противоречит специальным нормам, располагать на площадках центральных пунктов подготовки нефти, вблизи резервуарных парков с использованием их емкости, систем энергоснабжения, водоснабжения, канализации и других подсобных сооружений.

При параллельной прокладке проектируемого нефтепровода со строящимися или действующими магистральными нефтепроводами НПС этого нефтепровода должны быть, как правило, совмещены с НПС строящихся или действующих нефтепроводов.

3.7. Подключение нефтепроводов к магистральным нефтепроводам должно выполняться только на НПС с емкостью, врезка промысловых нефтепроводов в магистральные нефтепроводы не допускается.

3.8. Все НПС на участках магистрального нефтепровода с одной и той же производительностью должны быть, как правило, оснащены однотипным оборудованием.

3.9. Для перекачки нефтей по магистральным нефтепроводам должны, как правило, применяться специальные насосы по ГОСТ 12124-80.

3.10. В случае, если расчетная производительность может быть обеспечена насосами с роторами на различную подачу, должен выбираться, как правило, ротор на меньшую подачу.

На период эксплуатации магистральных нефтепроводов до вооружения всех НПС должны предусматриваться сменные роторы для магистральных насосов.

3.11. Напор центробежных насосов должен приниматься в соответствии с требуемым давлением на НПС, как для условий обеспечения заданной производительности, так и для условий обеспечения максимальной суточной производительности нефтепровода. Создание напора должно обеспечиваться применением сменных роторов и их обрезкой. Характеристики сменных роторов принимаются по данным завода-изготовителя.

3.12. Число рабочих центробежных насосов в каждой магистральной насосной должно определяться, исходя из расчетного рабочего давления насосной, характеристики насоса, характеристик перекачиваемых нефтей, режима перекачки.

3.13. На каждую группу насосов при числе рабочих насосов до трех должна предусматриваться установка одного резервного насоса. При числе рабочих насосов от четырех до шести - два резервных насоса.

3.14. Работа всех нефтеперекачивающих насосных по схеме "из насоса в насос" без использования емкости должна предусматриваться в пределах эксплуатационных участков протяженностью до 600 км.

Допускается сокращение этого расстояния при горном рельефе.

3.15. На НПС с емкостью для подачи перекачиваемой нефти к основным насосам, если они не располагают необходимым кавитационным запасом, должна быть предусмотрена установка подпорных насосов. Подпорные насосы должны быть, как правило, вертикального исполнения.

В группе до четырех насосов должен предусматриваться один резервный насос.

На выходных линиях подпорных насосов до магистральных насосов должна устанавливаться арматура и оборудование, рассчитанные на давление не ниже 2,5 МПа (25 кг/см²).

3.16. На НПС с емкостью должна предусматриваться установка узлов с предохранительными устройствами (прямого действия) для защиты от повышения давления в коммуникациях резервуарного парка и магистрального нефтепровода, а также коммуникаций и оборудования между подпорной и магистральной насосными.

Один узел должен устанавливаться на приемных трубопроводах резервуарного парка, а второй - между подпорной и магистральной насосными, а при наличии узла учета - между подпорной насосной и узлом учета нефти. Число рабочих устройств для первого узла рассчитывается на максимальный расход нефти по трубопроводу, а для второго узла - на 70% максимального расхода через НПС. На каждом узле следует предусматривать не менее 30% резервных предохранительных устройств от числа рабочих.

До и после каждого предохранительного устройства следует устанавливать отключающие задвижки с ручным приводом. В проекте следует указывать, что эти задвижки должны быть опломбированы в открытом положении.

Трубопровода после предохранительных устройств должны быть уложены с уклоном на менее 0,002 в сторону зачистного насоса на самотечной линии в выделенные резервуары.

3.17. Для опорожнения технологических трубопроводов и оборудования должны предусматриваться самотечные дренажные трубопроводы со сбросом нефти в заглубленные емкости.

3.18. На участке трубопровода после магистральной насосной до узла регулирования должен быть установлен быстродействующий обратный клапан (без демпфера).

3.19. Для поддержания заданных величин давления (минимального на входе и максимального на выходе магистральной насосной) должно предусматриваться регулирование давления методом дросселирования.

Узел регулирования должен состоять не менее чем из двух регулирующих устройств. Схема узла регулирования должна обеспечивать равномерное распределение потока и предусматривать прямые участки до и после регулирующих устройств длиной не менее 5 диаметров.

Выбор параметров регулирующих устройств должен осуществляться с учетом обеспечения регулирования при отключении одного из регулирующих устройств и перепада давления при отсутствии регулирования, равного 20-30 кПа. Максимальный перепад рекомендуется принимать равным полному напору одного магистрального насоса при подаче, равной пропускной способности нефтепровода.

3.20. В соответствии со СНиП 2.05.06-85 на промежуточных НПС магистральных нефтепроводов диаметром 720 мм и выше должны предусматриваться ССВД. Применение ССВД на нефтепроводах меньшего диаметра обосновывается расчетами.

3.21. При появлении волн давления ССВД должна обеспечивать сброс части потока нефти из приемной линии магистральной насосной в резервуары-сборники.

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.