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: 5 из 17

Резервуарные парки

3.38. Суммарный полезный объем резервуарных парков нефтепровода, по которому не предусматривается последовательная перекачка, должен приниматься не менее размеров, указанных в табл.4 (в единицах расчетной суточной производительности).

Таблица 4

Протяженность нефтепровода (участка), км	Диаметр нефтепровода, мм
	630 и менее	720, 820	1020	1220
до 200	1,5	2	2	2
св. 200-400	2	2,5	2,5	2,5
св. 400-600	2,5	2,5/3	2,5/3	2,5/3
св. 600-800	3	3/3,5	3/4	3,5/4,5
св. 800-1000	3/3,5	3/4	3,5/4,5	3,5/5

ПРИМЕЧАНИЯ:

1. Цифры в числителе и знаменателе соответствуют условиям прохождения трассы, приведенным в п.1.11.

2. При протяженности нефтепровода свыше 1000 км к размеру емкости, приведенному в табл.4, добавляется объем резервуарного парка участка, соответствующего длине остатка.

3. Емкость резервуарного парка конечного пункта определяется проектом в пределах указанной суммарной емкости парка.

3.39. Полезный фактический объем резервуарных парков определяется по таблице 5 с учетом коэффициента использования емкости, учитывающим неиспользуемые зоны и технологический остаток.

Таблица 6

Тип резервуара	Коэффициент использования емкости
Вертикальный металлический 5-10 тыс. м3 без понтона	0,76
То же с понтоном	0,72
Вертикальный металлический 20-50 тыс. м3 с понтоном	0,79
То же, с плавающей крышей	0,83
Железобетонный заглубленный 10-50 тыс. м3	0,72

3.40. Суммарный полезный объем резервуарных парков нефтепровода ориентировочно распределяется следующим образом:

Головная нефтеперекачивающая станция магистрального нефтепровода, в случае перекачки одного сорта нефти должна располагать емкостью в размере от двухсуточной до трехсуточной производительности нефтепровода.

На НПС с емкостью, расположенных на границах эксплуатационных участков, в пределах которых требуется обеспечение независимости работы насосного оборудования, должна быть предусмотрена емкость в размере 0,3-0,5 суточной производительности нефтепровода. Эта емкость должна быть увеличена до 1,0-1,5 суточного запаса в случае обеспечения необходимости выполнения приемо-сдаточных операций.

На НПС с емкостью, расположенных на разветвлении магистральных нефтепроводов, а также в местах их соединения, должна предусматриваться емкость в размере в размере 1,0-1,5 суточной производительности трубопровода большей производительности. Допускается увеличение размеров емкости на этих станциях до пределов, требуемых по расчету при последовательной перекачке нефтей.

Распределение объемов парков в пределах нефтепровода (участка) может корректироваться из условия обеспечения независимой работы отдельных эксплуатационных участков при техническом обслуживании НПС и нефтепровода, создания емкости на конечных пунктах, а также с учетом максимального сокращения времени простоя нефтепровода.

3.41. При нескольких параллельных нефтепроводах суммарный полезный размер емкости должен определяться от суточной производительности каждого нефтепровода (табл.4).

3.42. При последовательной перекачке нефтей объем резервуарных парков каждой НПС с емкостью и конечного пункта определяется размерами накопления каждого сорта в соответствии с принятой в проекте цикличностью перекачки.

3.43. В целях защиты резервуаров от перелива и технологических трубопроводов и арматуры от превышения давления в составе резервуарного парка выделяется не менее 2-х резервуаров, в которые должен предусматриваться сброс нефти по специальному трубопроводу от предохранительных устройств. Резервируемый объем в выделенных резервуарах регламентируется правилами эксплуатации магистральных нефтепроводов и входит в объем резервуарного парка НПС с емкостью.

3.44. Для сокращения потерь нефти должны применяться, как правило, резервуары с плавающими крышами или с понтонами, применение других типов резервуаров требует выполнения технико-экономического обоснования эффективности их использования.

3.45. Подогрев нефти, в случае необходимости, должен производиться, как правило, с применением рециркуляционных систем с подогревом в теплообменных аппаратах или в печах.

3.46. При транспорте нефтей, для которых требуется подогрев, необходимо рассматривать вопрос применения тепловой изоляции резервуаров и трубопроводов с целью уменьшения теплопотерь. Изоляция должна быть несгораемой, тип изоляции устанавливается проектом.

3.47. Оборудование резервуаров должно обеспечивать технологические операции по наполнению и опорожнению их нефтью, защиту от повышения и понижения давления, защиту от распространения пожара, тушение пожара. При необходимости, на приемо-раздаточных патрубках должны предусматриваться компенсаторы для снижения усилий, передаваемых технологическими трубопроводами на резервуары.

3.48. В резервуарах для нефти в целях предотвращения накопления на дне парафина и других отложений и их удаления должны устанавливаться, как правило, размывающие головки или винтовые мешалки.

3.49. Схемы технологических трубопроводов резервуарных парков должны обеспечивать опорожнение резервуаров с помощью подпорных насосов и технологических трубопроводов с помощью зачистного насоса.