Рейтинг@Mail.ru
РД 91.200 00-ктн-175-13 Магистральный трубопроводный транспорт | ПТО

Архивы

СХЕМЫ АВТОКАД

Схемы автокад

ВСН 012-88

ВСН012-88

Рубрики

РД 91.200 00-ктн-175-13 Магистральный трубопроводный транспорт

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов

нефтеперекачивающие станции

Нормы проектирования

Предисловие

  • ДОКУМЕНТ Разработан открытым акционерным обществом «Институт по проектированию магистральных трубопроводов» (ОАО«Гипротрубопровод») и открытым акционерным обществом «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть» (ОАО «АК «Транснефть»)
  • Утвержден ОАО «АК «Транснефть»
  • Дата введения:
  • введен взамен РД-91.020.00-КТН-335-06 «Нормы проектирования нефтеперекачивающих станций», утвержденного ОАО «АК «Транснефть» 07.09.2006
  • Срок ДЕЙСТВИЯ – до замены (отмены)
  • Оригинал документа хранится в службе научно-технического обеспечения и нормативной документации управления инновационного развития и НИОКР
    ОАО «АК «Транснефть»
  • Документ входит в состав отраслевого информационного фонда ОАО «АК «Транснефть»
  • Аннотация

Документ устанавливает нормативные требования к проектированию новых нефтеперекачивающих и нефтепродуктоперекачивающих станций, техническому перевооружению и реконструкции существующих нефтеперекачивающих станций действующих магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» номинальным диаметром до DN 1200  с рабочим давлением до 7,5 МПа.

  • Подразделение ОАО «АК «Транснефть», ответственное за документ (куратор), – отдел магистральных нефтепроводов и нефтебаз департамента технического развития и эксплуатации объектов трубопроводного транспорта

Информация об изменениях к настоящему документу, текст изменения, а также информация о статусе документа может быть получена в отраслевом информационном фонде ОАО «АК «Транснефть»

Права на настоящий документ принадлежат ОАО «АК «Транснефть». Документ не может быть полностью или частично воспроизведён, тиражирован и распространён без разрешения ОАО «АК «Транснефть».

®©   ОАО «АК «Транснефть», 2015 г.

Содержание

1… Область применения. 1

2… Нормативные ссылки. 1

3… Термины и определения. 8

4… Обозначения и сокращения. 8

5… Общие требования. 18

6… Требования к исходным данным для проектирования. 20

7… Классификация и состав НПС.. 21

7.1    Классификация НПС.. 21

7.2    Состав НПС с резервуарным парком. 21

7.3    Состав сооружений НПС без резервуарного парка. 24

7.4    НПС с линейной аварийно-эксплуатационной службой. 26

7.5    НПС с группой по эксплуатации ВЛ и средств ЭХЗ. 26

7.6    НПС с размещением линейной службы сети связи. 27

8… Требования к технологическому проектированию и оборудованию НПС.. 27

8.1    Технологическая схема НПС с резервуарным парком. 27

8.2    Технологическая схема НПС без резервуарного парка. 28

8.3    Общие требования к технологической схеме НПС.. 28

8.4    Требования к выполнению технологических расчетов. 28

8.5    Требования к расчетам нестационарных процессов. 29

8.6    Требования к резервуарам и резервуарным паркам. 30

8.7    Требования к магистральным насосным агрегатам. 32

8.8    Требования к системе оборотного охлаждения. 33

8.9    Требования к маслосистеме. 34

8.10  Требования к подпорным насосным агрегатам. 35

8.11  Требования к защите по давлению технологических трубопроводов и оборудования. 37

8.12  Требования по обеспечению очистки перекачиваемой нефти. 40

8.13  Требования к регулированию давления. 43

8.14  Требования к ССВД.. 46

8.15  Требования к системе дренажа, сбора утечек и резервуарам-сборникам. 47

8.16  Требования к запорной арматуре и затворам обратным. 49

8.17  Требования к технологическим трубопроводам. 55

8.18  Требования к размещению опор под технологическое оборудование и трубопроводы.. 62

8.19  Требования к установке термокарманов и патрубков для установки КИП и А.. 65

8.20  Требования к проведению гидравлических испытаний. 66

8.21  Требования к СИКН.. 73

8.22  Требования к системе взрывозащиты двигателя. 74

8.23  Требования к преобразователю частоты.. 74

9… Требования к архитектурно-строительному проектированию.. 75

9.1    Требование к площадке НПС.. 75

9.2    Требования к разработке генерального плана. 76

9.3    Общие требования к проектированию зданий и сооружений НПС.. 81

9.4    Требования к архитектурно-строительному проектированию зданий и сооружений НПС.. 90

9.5    Требования к основаниям и фундаментам. 101

9.6    Требования к устройству траншеи под трубопроводы НПС.. 105

9.7    Требования к площадкам ППРБ. 107

  1. 10. Защита трубопроводов, оборудования и резервуаров от коррозии. 108

10.1  Общие требования к защите от коррозии. 108

10.2  Защита от коррозии надземной части НПС.. 109

10.3  Защита от коррозии подземной части НПС.. 109

  1. 11. Электрохимическая защита нпс от коррозии. 110
  2. 12. Электроснабжение и электрооборудование нпс.. 113

12.1  Требования к внешнему электроснабжению.. 113

12.2  Закрытое распределительное устройство. 116

12.3  Комплектная трансформаторная подстанция. 117

12.4  Щит станций управления. 118

12.5  Требования к электроприемникам НПС.. 119

12.6  Требования к аварийной дизельной электростанции. 120

12.7  Требования к устройствам гарантированного питания. 122

12.8  Кабельные и проводные линии. 122

12.9  Электроосвещение. 127

12.10   Молниезащита и заземление. 128

  1. 13. Автоматизация и телемеханизация. 131
  2. 14. Требования к видам связи. 131
  3. 15. Требования к инженерным сетям.. 133

15.1  Общие требования. 133

  1. 16. Требования к системам водоснабжения и водоотведения. 136

16.1  Водоснабжение. 136

16.2  Наружные водопроводные сети. 139

16.3  Внутренние водопроводные сети. 141

16.4  Водоотведение и канализация. 142

  1. 17. Требования к системам теплоснабжения, отопления, вентиляции и кондиционирования. 142

17.1  Общие требования. 147

17.2  Требования к котельным. 147

17.3  Требования к топливным резервуарам при котельных и топливопроводам. 148

17.4  Требования к тепловым сетям. 149

17.5  Требования к системам отопления. 150

17.6  Вентиляция и кондиционирование. 151

17.7  Горячее водоснабжение. 151

  1. 18. Требования к системам противопожарной защиты.. 154
  2. 19. Охрана окружающей среды.. 157
  3. 20. Перечень мероприятий по гражданской обороне, мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера. 163

20.1  Общие требования. 163

20.2  Требования к составу текстовой части. 164

20.3  Требования к составу графической части. 166

  1. 21. Охранные мероприятия и требования к инженерно-техническим средствам охраны нпс.. 167

21.1  Общие требования к инженерно-техническим средствам охраны НПС.. 167

21.2  Комплекс инженерных средств охраны.. 167

21.3  Комплекс технических средств охраны.. 168

  1. 22. Организация и условия труда работников. Управление производством и предприятием.. 169

22.1  Общие требования. 169

22.2  Решения по организации труда. 169

22.3  Количество рабочих мест и численность работающих. 170

22.4  Организация и оснащение рабочих мест. 170

22.5  Обслуживание производственного процесса. 170

22.6  Режимы труда и отдыха. 171

22.7  Охрана и условия труда работников. 171

22.8  Организация управления производством. 172

22.9  Повышение квалификации рабочих кадров. 172

22.10   Меры безопасности при технической эксплуатации НПС.. 172

  1. 23. Требования промышленной безопасности. 172
  2. 24. Требования по энергоэффективности и энергосбережению НПС.. 174

Приложение А (обязательное) Противопожарные расстояния от сооружений РП до соседних объектов. 175

Приложение Б (обязательное) Минимальные расстояния от НПС до объектов, зданий и сооружений. 178

Приложение В (обязательное) Требования к расстояниям между зданиями, сооружениями и строениями. 181

Приложение Г (обязательное) Требования к сигнальным цветам и знакам безопасности. 191

Приложение Д (рекомендуемое) Габаритные размеры  помещений зданий и сооружений НПС.. 194

Приложение Е (обязательное) Расчет уставок токовых защит оборудования. 197

Приложение Ж (обязательное) Расчет электрических нагрузок. 201

Приложение И (обязательное) Расчет токов короткого замыкания и выбор оборудования. 202

Приложение К (обязательное) Категории основных электроприемников НПС по надежности электроснабжения. 206

Приложение Л (обязательное) Классы взрывоопасных и пожароопасных зон, категории помещений и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности. 211

Приложение М (обязательное) Принципиальные схемы опор под оборудование и технологические трубопроводы.. 213

Библиография. 219

 

 

1       Область применения

  • Настоящий документ устанавливает требования к проектированию новых нефтеперекачивающих станций, техническому перевооружению и реконструкции существующих нефтеперекачивающих станций действующих магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» номинальным диаметром до DN1200  с рабочим давлением до 7,5 МПа.
  • Требования разделов 12, 13, 14 настоящего документа распространяются на нефтеперекачивающие станции с рабочим давлением до 10,0 МПа.

Требования подраздела 8.12.2 настоящего документа распространяются на проектирование новых нефтепродуктоперекачивающих станций.

  • Требования настоящего документа не распространяются на нефтеперекачивающие станции для газонасыщенных нефтей, для особо высокосернистой нефти с массовой долей серы свыше 3,5 %, нефтеперекачивающие станции нефтепроводов с подогревом («горячих» нефтепроводов).
  • Требования настоящего документа являются обязательными для всех организаций и лиц, осуществляющих проектирование новых нефтеперекачивающих станций, техническое перевооружение и реконструкцию существующих нефтеперекачивающих станций, а также строительство, строительный контроль и эксплуатацию нефтеперекачивающих станций на объектах системы «Транснефть».

2       Нормативные ссылки

В настоящем документе использованы нормативные ссылки на следующие документы:

ГОСТ 8.395-80 Государственная система обеспечения единства измерений. Нормальные условия измерений при поверке. Общие требования

ГОСТ 9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ 12.0.003-74 Система стандартов безопасности труда. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация

ГОСТ 12.0.004-90 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения

ГОСТ 12.1.003-83 Система стандартов безопасности труда. Шум. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.1.012-2004 Система стандартов безопасности труда. Вибрационная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.2.032-78 Система стандартов безопасности труда. Рабочее место при выполнении работ сидя. Общие эргономические требования

ГОСТ 12.2.033-78 Система стандартов безопасности труда. Рабочее место при выполнении работ стоя. Общие эргономические требования

ГОСТ 12.2.044-80 Система стандартов безопасности труда. Машины и оборудование для транспортирования нефти. Требования безопасности

ГОСТ 12.2.049-80 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие эргономические требования

ГОСТ 12.2.061-81 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности к рабочим местам

ГОСТ 12.3.002-75 Система стандартов безопасности труда. Процессы производственные. Общие требования безопасности

ГОСТ 12139-84 Машины электрические вращающиеся. Ряды номинальных мощностей, напряжений и частот

ГОСТ 14254-96 (МЭК 529-89) Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (код IP)

ГОСТ 17398-72 Насосы. Термины и определения

ГОСТ 18124-2012 Листы хризотилцементные плоские. Технические условия

ГОСТ 19281-2014 Прокат повышенной прочности. Общие технические условия

ГОСТ 25820-2000 Бетоны легкие. Технические условия

ГОСТ 26633-2012 Бетоны тяжелые и мелкозернистые. Технические условия

ГОСТ 30852.5-2002 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод определения температуры самовоспламенения

ГОСТ 30852.9-2002 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон

ГОСТ 30852.11-2002 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам

ГОСТ 31385-2008 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия

ГОСТ 31441.1-2011 Оборудование неэлектрическое, предназначенное для применения в потенциально взрывоопасных средах. Часть 1. Общие требования

ГОСТ 31565-2012 Кабельные изделия. Требования пожарной безопасности

ГОСТ 32144-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения

ГОСТ Р 12.3.047-98 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля

ГОСТ Р 12.4.026-2001 Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний

ГОСТ 21.001-2013 Система проектной документации для строительства. Общие положения

ГОСТ Р 21.1101-2013 Система проектной документации для строительства. Основные требования к проектной и рабочей документации

ГОСТ Р 22.0.06-95 Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Источники природных чрезвычайных ситуаций. Поражающие факторы. Номенклатура параметров поражающих воздействий

ГОСТ Р 22.0.10-96 Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Правила нанесения на карты обстановки о чрезвычайных ситуациях. Условные обозначения

ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ Р 52720-2007 Арматура трубопроводная. Термины и определения

ГОСТ Р 53295-2009 Средства огнезащиты для стальных конструкций. Общие требования. Метод определения огнезащитной эффективности

ГОСТ Р 53324-2009 Ограждения резервуаров. Требования пожарной безопасности

ГОСТ Р 54257-2010 Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения и требования

ГОСТ Р 54808-2011 Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов

СП 1.1.1058-01 Организация и проведение производственного контроля за соблюдением санитарных правил и выполнением санитарно-противоэпидемических (профилактических) мероприятий

СП 1.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Эвакуационные пути и выходы

СП 2.2.2.1327-03 Гигиенические требования к организации технологических процессов, производственному оборудованию и рабочему инструменту

СП 2.13130.2012 Системы противопожарной защиты. Обеспечение огнестойкости объектов защиты

СП 3.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Система оповещения и управления эвакуацией людей при пожаре. Требования пожарной безопасности

СП 4.13130.2013 Системы противопожарной защиты. Ограничение распространения пожара на объектах защиты. Требования к объемно-планировочным и конструктивным решениям

СП 5.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Установки пожарной сигнализации и пожаротушения автоматические. Нормы и правила проектирования

СП 6.13130.2013 Системы противопожарной защиты. Электрооборудование. Требования пожарной безопасности

СП 7.13130.2013 Отопление, вентиляция и кондиционирование. Противопожарные требования

СП 8.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Источники наружного противопожарного водоснабжения. Требования пожарной безопасности

СП 10.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Внутренний противопожарный водопровод. Требования пожарной безопасности

СП 12.13130.2009 Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности

СП 14.13330.2014 Строительство в сейсмических районах. Актуализированная редакция СНиП II-7-81*

СП 16.13330.2011 Стальные конструкции

СП 17.13330.2011 Кровли

СП 18.13330.2011 Генеральные планы промышленных предприятий

СП 20.13330.2011 Нагрузки и воздействия

СП 21.13330.2012 Здания и сооружения на подрабатываемых территориях и просадочных грунтах. Актуализированная редакция СНиП 2.01.09-91

СП 22.13330.2011 Основания зданий и сооружений. Актуализированная редакция СНиП 2.02.01-83*

СП 24.13330.2011 Свайные фундаменты

СП 26.13330.2012 Фундаменты машин с динамическими нагрузками

СП 30.13330.2012 Внутренний водопровод и канализация зданий

СП 31.13330.2012 Водоснабжение. Наружные сети и сооружения

СП 32.13330.2012 Канализация. Наружные сети и сооружения. Актуализированная редакция СНиП 2.04.03-85

СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*

СП 43.13330.2012 Сооружения промышленных предприятий

СП 44.13330.2011 Административные и бытовые здания

СП 45.13330.2012 Земляные сооружения, основания и фундаменты. Актуализированная редакция СНиП 3.02.01-87

СП 47.13330.2012 Инженерные изыскания для строительства

СП 52.13330.2011 Естественное и искусственное освещение

СП 56.13330.2011 Производственные здания

СП 60.13330.2012 Отопление, вентиляция и кондиционирование

СП 63.13330.2012 Бетонные и железобетонные конструкции. Основные положения

СП 70.13330.2012 Несущие и ограждающие конструкции. Актуализированная редакция СНиП 3.03.01-87

СП 88.13330.2014 Защитные сооружения гражданской обороны. Актуализированная редакция СНиП II-11-77*

СП 89.13330.2012 Котельные установки. Актуализированная редакция СНиП II-35-76

СП 116.13330.2012 Инженерная защита территорий зданий и сооружений от опасных геологических процессов. Основные положения

СП 118.13330.2012 Общественные здания и сооружения. Актуализированная редакция СНиП 31-06-2009

СП 131.13330.2012 Строительная климатология. Актуализированная редакция СНиП 23-01-99*

СН 2.2.4/2.1.8.562-96 Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки

СН 2.2.4/2.1.8.566-96 Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий

СНиП 2.01.51-90 Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны

СНиП 2.11.03-93 Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы

СНиП 3.05.04-85* Наружные сети и сооружения водоснабжения и канализации

СНиП 3.05.05-84 Технологическое оборудование и технологические трубопроводы

СНиП 3.05.07-85 Система автоматизации

СНиП 22-01-95 Геофизика опасных природных воздействий

СНиП 31-04-2001 Складские здания

СНиП 31-05-2003 Общественные здания административного назначения

СНиП 2.01.09-91 Здания и сооружения на подрабатываемых территориях и просадочных грунтах

СанПиН 2.1.4.1074-01 Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Контроль качества Гигиенические требования к обеспечению безопасности систем горячего водоснабжения

СанПиН 2.2.1/2.1.1.1278-03 Гигиенические требования к естественному, искусственному и совмещенному освещению жилых и общественных зданий

СанПиН 2.2.2.540-96 Гигиенические требования к ручным инструментам и организации работ

СанПиН 2.2.3.1384-03 Гигиенические требования к организации строительного производства и строительных работ

СанПиН 2.2.4.548-96 Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений

СанПиН 2.2.4.1191-03 Электромагнитные поля в производственных условиях

НПБ 101-95 Нормы проектирования объектов пожарной охраны

НПБ 160-97 Цвета сигнальные. Знаки пожарной безопасности. Виды, размеры, общие технические требования

ПБ 03-584-03 Правила проектирования, изготовления и приемки сосудов и аппаратов стальных сварных

ГН 2.2.5.1313-03 Химические факторы производственной среды. Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны

ПОТ Р М-013-2000 Межотраслевые правила по охране труда при химической чистке, стирке

Правила устройства электроустановок. (ПУЭ) Издания шестое и седьмое

РД 03-19-2007 Положение об организации работы по подготовке и аттестации специалистов организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору

РД 03-20-2007 Положение об организации обучения и проверки знаний рабочих, организаций поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору

РД 153-39.4-113-01 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов

РД-01.075.00-КТН-052-11 Типовые цветовые решения для объектов и оборудования магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

РД-01.080.01-КТН-196-10 Условные обозначения для генеральных планов объектов магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть»

РД-01.120.00-КТН-228-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Термины и определения

РД-03.100.30-КТН-153-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Обучение персонала организаций системы «Транснефть». Планирование и организация

РД-13.020.00-КТН-384-09 Методика экологического мониторинга для контроля за загрязнением в зонах влияния нефтепроводов (нефтепродуктопроводов), НПС и ПС

РД-13.100.00-КТН-225-06 Система организации работ по охране труда на нефтепроводном транспорте

РД-13.100.00-КТН-183-13 Система управления промышленной безопасностью
ОАО «АК «Транснефть»

РД-13.110.00-КТН-260-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Правила безопасности при эксплуатации объектов ОАО «АК «Транснефть»

РД-13.220.00-КТН-014-10 Нормы проектирования систем пенного пожаротушения и водяного охлаждения объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

РД-13.220.00-КТН-018-12 Пожарная охрана объектов организаций системы «Транснефть»

РД-13.220.00-КТН-211-12 Правила пожарной безопасности на объектах организаций системы «Транснефть»

РД-13.220.10-КТН-039-13 Табель технического оснащения пожарной техникой и оборудованием объектов организаций системы «Транснефть»

РД-13.220.10-КТН-261-14 Нормы проектирования установок автоматического газового пожаротушения на объектах нефтепроводного и нефтепродуктопроводного транспорта

ОР-13.310.00-КТН-032-15 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Руководство по организации охраны объектов и линейной части магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ОАО «АК «Транснефть»

РД-13.310.00-КТН-072-12 Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы. Комплексы инженерно-технических средств охраны объектов. Требования к оборудованию и организации эксплуатации

РД-23.020.00-КТН-184-10 Правила антикоррозионной защиты резервуаров для хранения нефти и светлых нефтепродуктов

РД-23.040.00-КТН-265-10 Оценка технического состояния магистральных трубопроводов на соответствие требованиям нормативно-технических документов

РД-23.040.00-КТН-088-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Антикоррозионная защита надземных трубопроводов, конструкций и оборудования. Требования к нанесению

РД-23.060.40-КТН-336-09 Методика расчета требуемого количества предохранительных клапанов, устанавливаемых на НПС с резервуарным парком

РД-29.160.30-КТН-267-10 Методика обоснования применения устройств регулирования пускового тока высоковольтных двигателей насосных агрегатов

РД-33.040.99-КТН-002-11 Нормы проектирования вдольтрассовых ВЛ 6-10 кВ

РД-35.240.00-КТН-232-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти  и нефтепродуктов. Автоматизированные системы управления технологическими процессами. Термины и определения

РД-35.240.50-КТН-109-13 Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Основные положения

РД-75.180.00-КТН-198-09 Унифицированные технологические расчеты объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

РД-75.180.01-КТН-027-11 Методика расчета установки опор на технологических и магистральных нефтепроводах и нефтепродуктопроводах

РД-91.010.00-КТН-131-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Проектная и рабочая документация для строительства, технического перевооружения, реконструкции, капитального ремонта, ликвидации и консервации объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Требования к составу, содержанию и оформлению

РД-91.020.00-КТН-021-11 Нормы проектирования молниезащиты объектов магистральных нефтепроводов и коммуникаций дочерних акционерных обществ
ОАО «АК «Транснефть»

РД-91.020.00-КТН-142-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Инженерные изыскания для строительства магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

РД-91.020.00-КТН-234-10 Нормы проектирования электрохимической защиты магистральных трубопроводов и сооружений НПС

РД-91.020.00-КТН-259-10 Нормы и правила проектирования заземляющих устройств объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов организаций системы ОАО «АК «Транснефть»

РД-24.040.00-КТН-062-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Магистральные нефтепроводы. Нормы проектирования

ОТТ-07.00-74.20.55-КТН-002-1-05 Очистные сооружения на объектах
ОАО «АК «Транснефть». Нормы технологического проектирования

ОТТ-13.020.00-КТН-046-09 Магистральный нефтепровод. Лаборатории эколого-аналитического контроля. Общие технические требования

ОТТ-13.310.00-КТН-155-10 Система охранная телевизионная. Видеорегистраторы, видеокамеры, поворотные устройства, коробки коммутационно-распределительные телевизионные. Общие технические требования

ОТТ-13.310.00-КТН-070-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Система охранной сигнализации. Охранные извещатели. Общие технические требования

ОТТ-13.310.00-КТН-158-10 Системы тревожно-вызывной сигнализации. Приборы вызова. Общие технические требования

ОТТ-13.310.00-КТН-159-10 Система контроля и управления доступом. Контроллеры, считыватели, идентификационные карточки, ключи, устройства преграждающие управляемые, приборы управления проездом. Общие технические требования

ОТТ-13.310.00-КТН-160-10 Интегрированные системы безопасности. Программно-аппаратные средства. Общие технические требования

ОТТ-13.310.00-КТН-161-10 Сейсмические системы обнаружения. Программно-технические средства. Общие технические требования

ОТТ-17.020.00-КТН-253-10 Магистральный нефтепровод. Контрольно-измерительные приборы. Общие технические требования

ОТТ-17.120.00-КТН-109-11 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Блок измерений показателей качества нефти. Общие технические требования

ОТТ-23.020.01-КТН-216-10 Емкости и резервуары горизонтальные. Общие технические требования

ОТТ-23.040.00-КТН-050-11 Трубы диаметром от 159 до 530 мм для магистральных и технологических нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Общие технические требования

ОТТ-23.040.00-КТН-190-10 Магистральный нефтепровод. Соединительные детали

ОТТ-23.040.00-КТН-051-11 Трубы нефтепроводные большого диаметра. Общие технические требования

ОТТ-23.060.30-КТН-048-10 Краны шаровые для магистральных нефтепроводов. Общие технические требования

ОТТ-23.060.30-КТН-101-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Задвижки шиберные листовые. Общие технические требования

ОТТ-23.060.30-КТН-246-08 Задвижки шиберные для магистральных нефтепроводов и нефтеперекачивающих станций ОАО «АК «Транснефть»

ОТТ-23.080.00-КТН-049-10 Насосы нефтяные магистральные и агрегаты электронасосные на их основе

ОТТ-23.080.00-КТН-050-10 Насосы подпорные горизонтальные и агрегаты электронасосные на их основе

ОТТ-23.080.00-КТН-136-09 Магистральный нефтепровод. Насосы нефтяные подпорные вертикальные и агрегаты электронасосные на их основе. Общие технические требования

ОТТ-23.080.00-КТН-171-13 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Насосы откачки нефти из емкостей сбора и агрегаты электронасосные на их основе. Общие технические требования

ОТТ-25.160.00-КТН-068-10 Технические решения по приварке к нефтепроводу и нефтепродуктопроводу вантузов, патрубков для приборов КИП, бобышек и термокарманов, катодных выводов для монтажа кабелей ЭХЗ. Общие технические требования

ОТТ-25.220.01-КТН-200-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Антикоррозионное покрытие сварных стыков трубопроводов. Общие технические требования

ОТТ-25.220.01-КТН-113-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Антикоррозионное покрытие для защиты подземных трубопроводов и оборудования. Общие технические требования

ОТТ-33.040.00-КТН-226-09 Магистральный нефтепровод. Требования к сетям связи на базе волоконно-оптических линий связи (ВОЛС). Общие технические требования

ОТТ-35.240.00-КТН-010-12 АСУ ТП и ПТС Компании. Информационная безопасность. Общие технические требования

ОТТ-35.240.00-КТН-124-11 Типовые требования к автоматизированной информационно-измерительной системе коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) нефтеперекачивающих станций

ОТТ-75.180.00-КТН-164-10 Задвижки клиновые для магистральных нефтепроводов

ОТТ-75.180.00-КТН-177-10 Арматура регулирующая для магистральных нефтепроводов. Общие технические требования

ОТТ-75.180.00-КТН-179-10 Фильтры-грязеуловители. Общие технические требования

ОТТ-75.180.00-КТН-352-09 Затворы обратные для магистральных нефтепроводов

ОТТ-75.180.30-КТН-270-08 Магистральный трубопроводный транспорт. Комплексные метрологические лаборатории. Общие технические требования

ТПР-35.240.00-КТН-145-11 Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) нефтеперекачивающих станций. Типовые проектные решения

ТПР-35.240.50-КТН-043-15 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Типовые проектные и технические решения

ТПР-75.180.30-КТН-063-13 Типовые проектные и технические решения. Оперативный блок измерений показателей качества нефти

ТПР-75.180.30-КТН-277-09 Системы измерений количества и показателей качества нефти. Типовые проектные решения

ОР-03.100.30-КТН-150-11 Порядок организации огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности на взрывопожароопасных и пожароопасных объектах организаций системы «Транснефть» и оформления нарядов-допусков на их подготовку и проведение

ОР-03.100.50-КТН-004-15 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Порядок взаимодействия Заказчика (Инвестора) и Генерального проектировщика при выдаче заданий на проектирование, разработке проектной документации, проведении внутренних и внешних экспертиз по инвестиционным проектам ОАО «АК «Транснефть»

ОР-03.100.50-КТН-141-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Порядок выдачи заданий на проектирование, разработки и экспертизы проектной документации для строительства, технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта объектов организаций системы «Транснефть»

ОР-03.120.20-КТН-111-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Реестр основных видов продукции. Формирование и ведение. Организация экспертизы технической документации, инспекции производства заводов-изготовителей и испытаний продукции, закупаемой организациями системы «Транснефть»

ОР-03.180.00-КТН-003-12 Порядок организации обучения и проверки знаний работников организаций системы «Транснефть» по вопросам промышленной, пожарной безопасности и охраны труда

ОР-23.020.00-КТН-079-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Расчет емкости (полезной) для товарных операций и разработки технологических карт на резервуары и резервуарные парки

ОР-35.240.00-КТН-099-07 Регламент организации работ по защите информации при разработке, внедрении и эксплуатации информационных систем, информационно-телекоммуникационных сетей и автоматизированных систем предприятий группы «Транснефть»

ОР-91.010.30-КТН-116-12 Типовые требования к разработке и содержанию раздела «Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности» проектной документации на объекты магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов организаций системы «Транснефть»

ОР-91.140.50-КТН-118-11 Порядок планирования и учёта потребления электроэнергии (мощности) организациями системы «Транснефть».

Примечание – При пользовании настоящим нормативным документом целесообразно проверить действие ссылочных нормативных документов в соответствии с действующим «Перечнем законодательных актов и основных нормативных и распорядительных документов, действующих в сфере магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов». Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим нормативным документом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3       Термины и определения

В настоящем документе применены термины по РД-01.120.00-КТН-228-14
и РД-35.240.00-КТН-232-14, а также следующие термины с соответствующими определениями:

  • байпасный трубопровод: Трубопровод с запорно-регулирующей арматурой, соединяющий вход и выход технологической установки/сооружения и предназначенный для направления всего или части потока перекачиваемого продукта в обход этой установки, в том числе для исключения ее из работы при обслуживании или в случае отказа.
  • блок измерений показателей качества нефти (нефтепродуктов): Совокупность функционально объединенных средств измерений и технологического оборудования, предназначенная для отбора проб и измерений показателей качества нефти (нефтепродуктов).

Примечание – Блок измерений показателей качества нефти (нефтепродуктов) может применяться как в составе системы измерений количества и показателей качества нефти (нефтепродуктов), так и автономно в качестве отдельного (оперативного) блока измерений показателей качества.

  • вспомогательный технологический трубопровод: Технологический трубопровод, не участвующий в перекачке нефти/нефтепродуктов по магистральному трубопроводу.
  • головная НПС: НПС с резервуарным парком, расположенная непосредственно в начале магистрального трубопровода, предназначенная для выполнения технологических операций по приему нефти/нефтепродуктов от предыдущего технологического участка, и/или от поставщиков, её/их накоплению, учёту и перекачке по магистральному трубопроводу и имеющая технологическую схему, позволяющую работать только по схеме «через резервуары» или «с подключенными резервуарами».
  • горячий нефтепровод: Нефтепровод, требующий повышения температуры перекачиваемой нефти для обеспечения запаса по температуре застывания нефти, в том числе по условиям его остановки.
  • граница балансовой принадлежности учитываемой нефти: Линия разграничения элементов систем и сооружений магистральных трубопроводов между владельцами по признаку собственности, хозяйственного ведения или оперативного управления.
  • датчик температуры: Конструктивно обособленный первичный преобразователь температуры.
  • допустимое (разрешенное) рабочее давление на входе НПС: Максимальное избыточное давление для каждой секции трубопровода на входе НПС, определяемое в зависимости от несущей способности секции трубопровода и результатов гидравлических испытаний на прочность.

Примечание – За значение допустимого (разрешенного) рабочего давления для каждой секции трубопровода на входе НПС, принимается минимальное значение из двух значений:

  • 80 % от испытательного давления секции на прочность (для участков категорий I – IV), 66,7 % от испытательного давления секции на прочность (для участков категории «В»);
  • несущая способность секции трубопровода.
    • допустимое (разрешенное) рабочее давление на выходе НПС: Максимальное избыточное давление в трубопроводе в точке после регулятора давления, при его наличии, установленного на выходе магистральной насосной станции, определяемое в соответствии с действующими нормами.

Примечание – Определяется в соответствии с действующими нормативными документами. По состоянию на 01.11.2014, таким документом является РД-23.040.00-КТН-265-10 «Оценка технического состояния магистральных трубопроводов на соответствие требованиям нормативно-технических документов»

  • допустимое (разрешенное) рабочее давление на выходе магистральной насосной станции: Максимальное избыточное давление в трубопроводе в точке до регулятора давления, при его наличии, установленного на выходе магистральной насосной станции, определяемое в зависимости от несущей способности секции трубопровода и результатов гидравлических испытаний на прочность.

Примечания

  • За значение допустимого (разрешенного) рабочего давления для каждой секции трубопровода на выходе магистральной насосной станции принимается минимальное из двух значений:
  • 80 % от испытательного давления секции на прочность (для участков категорий I – IV), 66,7 % от испытательного давления секции на прочность (для участков категории «В»);
  • несущая способность секции трубопровода.
  • При отсутствии узла регулирования давления на выходе магистральной насосной станции, допустимое (разрешенное) рабочее давление в коллекторе магистральной насосной станции (от входа первого насосного агрегата) принимается равным допустимому (разрешённому) рабочему давлению на выходе НПС.
    • допустимое (разрешенное) рабочее давление в секции трубопровода: Максимальное избыточное давление для каждой секции трубопровода, определяемое в зависимости от несущей способности секции трубопровода и результатов гидравлических испытаний на прочность.

Примечания

  • За значение допустимого (разрешенного) рабочего давления в каждой секции трубопровода при стационарном режиме принимается минимальное значение из двух значений:
  • 80 % от испытательного давления в секции на прочность (для участков категорий I – IV),
    66,7 % от испытательного давления секции на прочность (для участков категории «В»);
  • несущая способность секции трубопровода.
  • За значение допустимого (разрешенного) рабочего давления для каждой секции трубопровода при нестационарном режиме принимается минимальное значение из двух значений:
  • испытательное давление секции трубопровода на прочность (для участков категории III или IV), 88 % от испытательного давления секции трубопровода на прочность (для участков категорий I или II),
    73 % от испытательного давления секции трубопровода на прочность (для участков категории «В»);
  • 110 % от несущей способности секции трубопровода.
  • При наличии результатов внутритрубной диагностики принимается фактическая несущая способность секции трубопровода.
    • задвижка между подпорной насосной станцией и магистральной насосной станцией: Задвижка, установленная на технологическом трубопроводе между ПНС и МНС, обеспечивающая перекрытие потока между ПНС и МНС в результате срабатывания соответствующих общестанционных защит.

Примечание – Задвижка между ПНС и МНС может совмещаться с задвижкой на выходе ПНС или с задвижкой на входе МНС.

  • задвижка между подпорной насосной станцией и резервуарным парком: Задвижка, установленная в приёмном коллекторе ПНС, обеспечивающая перекрытие потока между ПНС и РП в результате срабатывания соответствующих общестанционных защит.

Примечание – Задвижка между ПНС и РП может совмещаться с задвижкой на входе ПНС.

  • задвижка на входе в резервуарный парк: Задвижка, установленная в приёмном коллекторе РП, обеспечивающая перекрытие потока между приёмным коллектором РП и остальными технологическими трубопроводами НПС в результате срабатывания соответствующих общестанционных защит.

Примечание – Задвижка подключения ССВД к трубопроводам НПС, задвижка на линии приёма в резервуары аварийного сброса не являются задвижками на входе в РП.

  • задвижка на входе магистрального насосного агрегата: Задвижка, установленная в приёмном трубопроводе МНА, определяющая схему подключения МНА к технологическим трубопроводам НПС, обеспечивающая перекрытие потока между МНА/МНС и остальными технологическими трубопроводами НПС в результате срабатывания соответствующих агрегатных или общестанционных защит.
  • задвижка на входе магистральной насосной станции: Задвижка, установленная в приёмном коллекторе МНС, обеспечивающая перекрытие потока между приёмным коллектором МНС и остальными технологическими трубопроводами НПС в результате срабатывания соответствующих общестанционных защит.

Примечание – Задвижка на входе МНС может не устанавливаться, может совмещаться с задвижкой между ПНС и МНС или с задвижкой на выходе ПНС.

  • задвижка на входе подпорного насосного агрегата: Задвижка, установленная в приёмном трубопроводе ПНА, определяющая схему подключения ПНА к технологическим трубопроводам НПС, обеспечивающая перекрытие потока между ПНА/ПНС и остальными технологическими трубопроводами НПС в результате срабатывания соответствующих агрегатных или общестанционных защит.
  • задвижка на входе подпорной насосной станции: Задвижка, установленная в приёмном коллекторе ПНС, обеспечивающая перекрытие потока между приёмным коллектором ПНС и остальными технологическими трубопроводами НПС в результате срабатывания соответствующих общестанционных защит.

Примечание – Задвижка на входе ПНС может совмещаться с задвижкой между ПНС и РП.

  • задвижка на входе НПС: Задвижка, установленная на узле подключения станции, либо в приёмном коллекторе НПС до узла фильтров-грязеуловителей, обеспечивающая перекрытие потока между приёмным коллектором НПС и линейной частью магистрального трубопровода в результате срабатывания соответствующих общестанционных защит.

Примечание – Задвижка подключения объекта нефтедобычи не является задвижкой на входе НПС.

  • задвижка на входе системы сглаживания волн давления: Задвижка, установленная на байпасе приёмного коллектора НПС после фильтров-грязеуловителей, а также задвижка, установленная до исполнительного органа ССВД, отключающая клапан ССВД, обеспечивающая перекрытие потока между приёмным коллектором НПС и ёмкостью сброса ССВД.
  • задвижка на выходе магистрального насосного агрегата: Задвижка, установленная в выкидном трубопроводе МНА, определяющая схему подключения МНА к технологическим трубопроводам НПС, обеспечивающая перекрытие потока между МНА/МНС и остальными технологическими трубопроводами НПС в результате срабатывания соответствующих агрегатных или общестанционных защит.
  • задвижка на выходе магистральной насосной станции: Задвижка, установленная в выкидном коллекторе МНС, обеспечивающая перекрытие потока между выкидным коллектором МНС и остальными технологическими трубопроводами НПС в результате срабатывания соответствующих общестанционных защит.

Примечание – Задвижка на выходе МНС может не устанавливаться, может совмещаться с задвижкой на выходе НПС.

  • задвижка на выходе подпорного насосного агрегата: Задвижка, установленная в выкидном трубопроводе ПНА, определяющая схему подключения ПНА к технологическим трубопроводам НПС, обеспечивающая перекрытие потока между ПНА/ПНС и остальными технологическими трубопроводами НПС в результате срабатывания соответствующих агрегатных или общестанционных защит.
  • задвижка на выходе подпорной насосной станции: Задвижка, установленная в выкидном коллекторе ПНС, обеспечивающая перекрытие потока между выкидным коллектором ПНС и остальными технологическими трубопроводами НПС в результате срабатывания соответствующих общестанционных защит.

Примечание – Задвижка на выходе ПНС может совмещаться с задвижкой между ПНС и МНС или с задвижкой на входе МНС.

  • задвижка на выходе НПС: Задвижка, установленная на узле подключения станции либо в выкидном коллекторе магистральной насосной станции после узла регулирования давления, обеспечивающая перекрытие потока между выкидным коллектором НПС и линейной частью магистрального трубопровода в результате срабатывания соответствующих общестанционных защит.

Примечание – Задвижка подключения объекта нефтепереработки не является задвижкой на выходе НПС.

  • запорная арматура: Промышленная трубопроводная арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью.
  • инженерные изыскания: Вид строительной деятельности, обеспечивающий комплексное изучение природных и техногенных условий территории (трассы, площадки) объектов строительства, составление прогнозов взаимодействия этих объектов с окружающей средой, обоснование их инженерной защиты и безопасных условий жизни населения.
  • кавитационный запас: Минимально необходимый для нормальной работы насоса на входе в него, избыток давления над упругостью паров рабочей жидкости при заданной температуре.
  • кессонный фундамент (кессонная часть здания): Фундамент, выполненный в виде бетонного монолитного короба или герметичной стальной внутренней коробки, с усиленной гидроизоляцией, что предотвращает поступление в него грунтовых вод.
  • коэффициент неравномерности перекачки: Коэффициент, показывающий, во сколько раз расчетная пропускная способность превышает проектную пропускную способность магистрального трубопровода.
  • лупинг: Трубопровод, проложенный параллельно основному трубопроводу и соединённый с ним для увеличения его пропускной способности.
  • магистральная насосная станция: Сооружение, входящее в состав НПС и предназначенное для повышения давления в магистральном трубопроводе с помощью магистральных насосных агрегатов.
  • магистральный нефтепровод (нефтепродуктопровод): Магистральный трубопровод для транспортировки нефти (нефтепродуктов).
  • минимальное рабочее давление на входе магистральной насосной станции: Минимальное избыточное давление в трубопроводе на входе магистральной насосной станции, устанавливаемое исходя из условия обеспечения кавитационного запаса магистральных насосов.

Примечание – Величина кавитационного запаса магистральных насосов принимается для расходов, соответствующих максимальной расчетной пропускной способности трубопровода для рассматриваемого этапа развития.

  • нестационарный (технологический) режим работы магистрального трубопровода: Неустановившийся режим работы технологического участка магистрального трубопровода, характеризующийся изменением параметров протекания гидравлического процесса, возникающий при переходе трубопровода с одного стационарного режима на иной в результате технологических переключений/повреждений.

Примечания

  • К изменениям параметров протекания гидравлического процесса относятся изменения расхода нефти/нефтепродукта и давления в магистральном трубопроводе.
  • К технологическим переключениям относятся пуск/останов трубопровода, включение/отключение магистрального насоса, включение/отключение НПС, полное или частичное открытие/закрытие задвижки, переключение резервуаров, начало или прекращение приема/сдачи нефти/нефтепродукта и т. п.
    • несущая способность секции трубопровода: Максимально допустимое избыточное давление в секции трубопровода, определенное расчетом при номинальной толщине стенки.
    • номинальный диаметр: Параметр, применяемый для трубопроводных систем в качестве характеристики присоединяемых частей арматуры (по ГОСТ Р 52720).

Примечание – Номинальный диаметр приблизительно равен внутреннему диаметру присоединяемого трубопровода, выраженному в миллиметрах и соответствующему ближайшему значению из ряда чисел, принятых в установленном порядке.

  • нефтеперекачивающая (нефтепродуктоперекачивающая) станция: Площадочный объект, включающий в себя комплекс зданий, сооружений и устройств, обеспечивающих его безопасную и надежную эксплуатацию, и предназначенный для выполнения технологических операций по приему, накоплению, учету и перекачке нефти/нефтепродуктов.
  • объем резервуара по строительному номиналу: Объем, равный произведению площади днища на высоту стенки резервуара (по ОР-23.020.00-КТН-079-14).
  • перевальная точка трубопровода: Наиболее высокая, в трубопроводе точка, давление в которой равно или меньше давления насыщения нефти, находящаяся на водоразделе горного хребта или возвышенности между соседними участками трубопровода, проходящими по соседним низменным ландшафтам.
  • подпорная насосная станция: Сооружение, входящее в состав НПС и предназначенное для подачи нефти/нефтепродуктов из резервуарного парка на вход магистральных насосных агрегатов с давлением, обеспечивающим их работу вне зоны кавитации.
  • пожарный гидрант: Устройство для отбора воды из водопроводной сети для тушения пожара.
  • пожарный пеноподъемник: Пожарный автомобиль, оборудованный стационарной механизированной поворотной коленчатой или телескопической подъемной стрелой с пеногенераторами (мониторами) и предназначенный для доставки личного состава, огнетушащих веществ, пожарно-технического оборудования к месту пожара и проведения действий по тушению пожаров пеной на высоте.
  • предельное давление насоса: Максимальное давление на выходе из насоса, на которое рассчитана конструкция насоса.
  • приемные трубопроводы: Трубопроводы, по которым обеспечивается подача нефти к входным патрубкам насосов.
  • проектная документация: Совокупность текстовых и графических проектных документов, определяющих архитектурные, функционально-технологические, конструктивные и инженерно-технические решения, состав которых необходим для оценки соответствия принятых решений заданию на проектирование, требованиям законодательства, нормативным правовым актам, документам в области стандартизации и достаточен для разработки рабочей документации для строительства (по ГОСТ 21.001).
  • проектная вязкость нефти: Вязкость нефти, определяемая при расчетной температуре нефти.
  • проектная пропускная способность магистрального трубопровода: Заданный объем нефти/нефтепродуктов, который должен пропустить трубопровод в течение годового фонда времени при проектных параметрах перекачиваемой нефти/нефтепродуктов.

Примечание – К проектным параметрам нефти/нефтепродуктов относятся вязкость, плотность
и т. д.

  • проектные свойства нефти: Свойства нефти, определяемые на основании теплогидравлических расчетов по всему технологическому участку МТ исходя из свойств транспортируемой нефти нефтедобывающих предприятий, а также нефти поступающей из резервуарных парков для минимальной и максимальной среднемесячной температуры грунта на глубине оси трубопровода.
  • промежуточная НПС: НПС без резервуарного парка, предназначенная для поддержания необходимого режима перекачки нефти/нефтепродуктов по магистральному трубопроводу и имеющая технологическую схему, позволяющую работать только по схеме «из насоса в насос».
  • промежуточная НПС с емкостью: НПС с резервуарным парком, предназначенная для поддержания необходимого режима перекачки нефти/нефтепродуктов по магистральному трубопроводу и имеющая технологическую схему, позволяющую работать по схеме «из насоса в насос», «через резервуары» или «с подключенными резервуарами».

Примечание – Промежуточная НПС с емкостью может использоваться для приёма нефти/нефтепродуктов от предыдущего технологического участка и/или от поставщиков, её/их накопления, учёта и транспортирования по магистральному трубопроводу.

  • просадочный грунт: Пылевато-глинистые разновидности дисперсных осадочных грунтов, дающие при замачивании при постоянной внешней нагрузке или нагрузки от собственного веса грунта дополнительные деформации-просадки с величиной относительной деформации просадочности более 0,01.
  • проходящее давление на входе НПС: Давление на линейной части магистрального трубопровода в точке подключения промежуточной НПС при её отключении для всех этапов развития данного участка трубопровода.

Примечание – Проходящее давление на входе НПС не может превышать допустимого (разрешенного) рабочего давления на входе НПС.

  • пучинистый грунт: Дисперсный грунт, который при переходе из талого в мерзлое состояние увеличивается в объеме вследствие образования кристаллов льда и имеет относительную деформацию морозного пучения не менее 0,01.
  • рабочая документация: Совокупность текстовых и графических документов, обеспечивающих реализацию принятых в утвержденной проектной документации технических решений объекта капитального строительства, необходимых для производства строительных и монтажных работ, обеспечения строительства оборудованием, изделиями и материалами и/или изготовления строительных изделий (по ГОСТ 21.001).
  • рабочее давление: Максимальное, из всех предусмотренных в проектной документации стационарных режимов перекачки, избыточное давление в секции трубопровода.
  • рабочее давление на входе НПС: Максимальное, из всех предусмотренных в проектной документации стационарных режимов перекачки, избыточное давление на линейной части магистрального трубопровода в точке подключения промежуточной НПС.

Примечание – Рабочее давление на входе НПС не может быть выше проходящего давления на входе НПС и быть ниже минимального рабочего давления на входе магистральной насосной станции (с учётом разности высотных отметок).

  • рабочее давление на выходе магистральной насосной станции: Избыточное давление в трубопроводе в точке до регулятора давления, при его наличии, установленного на выходе магистральной насосной станции, для проектного режима перекачки, обеспечивающего расчетную пропускную способность трубопровода для рассматриваемого этапа развития.

Примечание – Давление рабочее на выходе магистральной насосной станции не может превышать допустимого (разрешённого) рабочего давления на выходе магистральной насосной станции.

  • рабочее давление на выходе НПС: Избыточное давление в трубопроводе в точке после регулятора давления, при его наличии, установленного на выходе магистральной насосной станции, для проектного режима перекачки, обеспечивающего расчетную пропускную способность трубопровода для рассматриваемого этапа развития.

Примечание – Рабочее давление на выходе НПС не может превышать допустимого (разрешенного) рабочего давления на выходе НПС.

  • расчетная пропускная способность магистрального трубопровода: Максимальный расчётный объем нефти/нефтепродуктов, который может пропустить трубопровод в единицу времени при проектных параметрах перекачиваемой нефти/нефтепродуктов.

Примечание – К проектным параметрам нефти/нефтепродуктов относятся вязкость, плотность
и т. д.

  • расчетная температура нефти: Минимальная температура нефти, определяемая по среднемесячной температуре грунта на глубине оси трубопровода.
  • резервуар (для нефти/нефтепродуктов): Сооружение, предназначенное для приема, накопления, измерения объёма и сдачи нефти/нефтепродуктов.
  • резервуарный парк: Комплекс взаимосвязанных резервуаров и другого технологического оборудования, предназначенный для осуществления приема, накопления, измерения объёма, сдачи нефти/нефтепродуктов.
  • система сглаживания волн давления: Сооружение, устанавливаемое на байпасном трубопроводе приемной линии промежуточной НПС и предназначенное для уменьшения скорости роста давления на приёме промежуточной НПС, при остановке на ней одного или нескольких магистральных насосных агрегатов.
  • система измерений количества и показателей качества нефти (нефтепродуктов): Совокупность функционально объединенных средств измерений, системы обработки информации, технологического и иного оборудования, предназначенная для прямых или косвенных динамических измерений массы и других показателей нефти (нефтепродуктов).
  • схема перекачки нефти из насоса в насос: Схема перекачки нефти, при которой необходимое давление для безкавитационной работы на входе насосов промежуточных НПС обеспечивается за счет остаточного давления, развиваемого предыдущей НПС.
  • схема перекачки нефти с подключённым резервуаром: Схема перекачки нефти, при которой приём и откачка нефти производится через один и тот же резервуар или группу резервуаров.
  • схема перекачки нефти через резервуар: Схема перекачки нефти, при которой приём нефти производится в одну группу резервуаров, откачка нефти ведётся из другой группы резервуаров.
  • термокарман: Конструкция, устанавливаемая в трубопровод, предназначенная для монтажа в неё датчиков температуры, обеспечивающая защиту чувствительного элемента датчика от негативного воздействия измеряемой среды и передачу температуры измеряемой среды чувствительному элементу датчика.

Примечания

  • В ряде нормативных и технических документов для обозначения данного понятия используется термин «гильза защитная».
  • Конструктивное исполнение и способ монтажа термокармана обеспечивает замену устанавливаемых в них датчиков без разгерметизации трубопровода и демонтажа термокармана.
  • На чувствительный элемент датчика оказывают негативное влияние химические и механические воздействия, а также избыточное давление.
    • технический заказчик (заказчик): Организация системы «Транснефть», осуществляющая от имени и за счет Инвестора на основании агентского договора и доверенности организационно-технические мероприятия по строительству, техническому перевооружению, реконструкции, капитальному ремонту объектов трубопроводного транспорта нефти и иных объектов капитального строительства, путем заключения, исполнения договоров (контрактов) на выполнение проектно-изыскательских, строительно-монтажных работ, договоров поставки материально-технических ресурсов и иных необходимых сделок.
    • технологический трубопровод: Трубопровод, входящий в состав площадочного объекта, предназначенный для обеспечения технологических операций и включающий в себя:
  • трубопроводы между точками врезки в линейную часть магистрального трубопровода на входе и выходе площадочного объекта, включая входную и выходную арматуру;
  • трубопроводы дренажа и утечек от насосных агрегатов, дренажа
    фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления, узлов учета нефти/нефтепродуктов;
  • трубопроводы сброса давления от предохранительных клапанов, системы сглаживания волн давления, обвязки емкостей сброса ударной волны, откачки из емкостей сбора утечек;
  • трубопроводы резервуарных парков, включая обвязку резервуаров;
  • трубопроводы сливо-наливных эстакад;
  • трубопроводы опорожнения стендеров морских терминалов, установок для рекуперации паров нефти.
    • технологический участок магистрального трубопровода: Участок магистрального трубопровода от одной НПС с резервуарным парком до следующей по потоку НПС с резервуарным парком или до конечного пункта, для которого предусмотрен технологический режим перекачки нефти/нефтепродуктов, работающий в едином гидравлическом режиме.
    • трубопроводная арматура: Техническое устройство, устанавливаемое на трубопроводах и емкостях, предназначенное для управления (перекрытия, регулирования) потоком рабочей среды (жидких, газообразных, газожидкостных) путем изменения площади проходного сечения.
    • фактическая несущая способность секции трубопровода: Максимально допустимое избыточное давление в секции трубопровода, определенное расчетом по результатам внутритрубной диагностики.
    • холодный резерв: Резервный агрегат, для пуска которого требуется проведение подготовительных операций (не готовый к немедленному пуску).

4             Обозначения и сокращения

В настоящем документе применены следующие обозначения и сокращения:

АБ – аккумуляторная батарея;

АВГ – аппарат воздушный горизонтальный;

АВО – аппарат воздушного охлаждения;

АВР – автоматическое включение резерва;

АЗС – автозаправочная станция;

АИИС КУЭ – автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии;

АВБ – аварийно-восстановительная бригада;

АПГ – аварийно-профилактическая группа;

АПС – автоматический пункт секционирования;

АРМ – автоматизированное рабочее место;

АСМЭ – автоматизированная система мониторинга электрооборудования;

АСТВ – автоматическая система тушения пожаров высокократной пеной;

АСТУЭ – автоматизированная система технического учета электроэнергии;

БДР – блок диодно-резисторный;

БИК – блок измерений показателей качества нефти;

БИЛ – блок измерительных линий;

БК – блок-контейнер;

БПИ – блок пластин индикаторов скорости коррозии;

БПК – биологическое потребление кислорода;

ВЛ – воздушная линия (электропередачи);

ГО – гражданская оборона;

ГПА – гидропневматический аккумулятор;

ДЭС – дизельная электростанция;

ДЭМ – дежурный электромонтер;

ЕП – емкость подземная;

ЖБР – железобетонный резервуар;

ЗРУ – закрытое распределительное устройство;

ЗСО – зона санитарной охраны;

ЗС – защитное сооружение;

ЗУ – заземляющее устройство;

ИБП – источник бесперебойного питания;

ИБПА – источник бесперебойного питания для систем автоматики и связи;

ИБПС – источник бесперебойного питания для силового оборудования;

ИВКЭ – информационно вычислительный комплекс электроустановки;

ИСО – инженерные средства охраны;

ИТСО – инженерно-технические средства охраны;

КЗ – короткое замыкание;

КЗУ – комплексное заземляющее устройство;

КИП – контрольно-измерительный пункт;

КИП и А – контрольно-измерительные приборы и автоматика;

КМ – конструкции металлические;

КПД – коэффициент полезного действия;

КПП – контрольно-пропускной пункт;

КТП – комплектная трансформаторная подстанция;

КТСО – комплекс технических средств охраны;

КШ – клеммный шкаф;

ЛВС – локальная вычислительная сеть;

ЛВЖ – легковоспламеняющиеся жидкости;

ЛКМ – лакокрасочный материал;

ЛПДС – линейная производственно-диспетчерская станция;

ЛРН – ликвидация разливов нефти;

ЛС – линейная служба;

ЛАЭС – линейная аварийно-эксплуатационная служба;

ЛЧ – линейная часть;

МВД – Министерство внутренних дел;

МДП – местный диспетчерский пункт;

МИЛ – монтажная испытательная лаборатория

МНА – магистральный насосный агрегат;

МНС – магистральная насосная станция;

МПСА – микропроцессорная система автоматизации;

МСЭ – медно-сульфатный электрод сравнения;

МТ – магистральный трубопровод;

МТР – материально-технические ресурсы;

МТО – материально-техническое обеспечение;

МЧС России – Министерство Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий;

НКУ – низковольтное комплектное устройство;

НПС – нефтеперекачивающая станция;

НП СРО – некоммерческое партнерство саморегулируемая организация;

НТД – нормативно-техническая документация;

ОГЭ – отдел главного энергетика;

ОЗП – огнезащитное покрытие;

ОРУ – открытое распределительное устройство;

ОСТ – организация системы «Транснефть»;

ПВП – полоса воздушных подходов;

ПВХ – поливинилхлорид;

ПГА – протяженные гибкие аноды;

ПГС – песчано-гравийная смесь;

ПДК – предельно допустимая концентрация;

ПИР – проектно-изыскательские работы;

ПМ ГОЧС – перечень мероприятий по гражданской обороне, мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера;

ПМЭ – подсистема мониторинга электрохозяйства;

ПНА – подпорный насосный агрегат;

ПНС – подпорная насосная станция;

ПНР – пуско-наладочные работы;

ППРБ – площадки приема ремонтных бригад;

ПРП – приёмо-раздаточный патрубок;

ПСП – приёмо-сдаточный пункт;

ПТ – пожаротушение;

ПЧ – преобразователь частоты;

ПОС – проект организации строительства;

ПС – подстанция;

ПЭЗ – помещение с электроприводными задвижками;

РВС – резервуар вертикальный стальной со стационарной крышей;

РВСП – резервуар вертикальный стальной с понтоном;

РВСПА – резервуар вертикальный стальной с купольной крышей из алюминиевых сплавов;

РВСПК – резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей;

РД – регулятор давления;

РДП – районный диспетчерский пункт;

Реестр ОВП – Реестр основных видов продукции, закупаемой ОАО «АК «Транснефть»;

РНУ – районное нефтепроводное управление;

РП – резервуарный парк;

РУ – распределительное устройство;

САР – система автоматического регулирования;

СБК – служебно-бытовой корпус;

СДКУ – система диспетчерского контроля и управления;

СИЗ – средство индивидуальной защиты;

СИКН – система измерений количества и показателей качества нефти;

СКЗ – станция катодной защиты;

СМЗ – система молниезащиты;

СМР – строительно-монтажные работы;

СО – средство обнаружения;

СОД – средство очистки и диагностики;

СОУ – система обнаружения утечек;

СПЗ – система противопожарной защиты;

ССБТ – система стандартов безопасности труда;

ССВД – система сглаживания волн давления;

СУП – система уравнивания потенциалов;

ТДП – территориальный диспетчерский пункт;

ТМ – телемеханика;

ТМЦ – товарно-материальные ценности;

ТПУ – трубопоршневая поверочная установка;

ТСО – технические средства охраны;

ТУ – технические условия;

ТЭН – теплоэлектронагреватель;

УГП – устройства гарантированного питания;

УЗО – устройство защитного отключения;

УЗР – ультразвуковой уровнемер;

УЗУД – устройства защиты и управления двигателей;

УМЗ – уровень молниезащиты;

УРОВ – устройство резервного отключения ввода;

ФГГ – фильтры-грязеуловители горизонтальные;

ФГУ – фильтры-грязеуловители;

ХПК – химическое потребление кислорода;

ЧРП – частотно регулируемый привод;

ЧС – чрезвычайная ситуация;

ЩСН – щит собственных нужд;

ЩСУ – щит станций управления;

ЭАЛ – эколого-аналитическая лаборатория;

ЭД – электродвигатель;

ЭДБ – электроды длительного действия биметаллические;

ЭХЗ – электрохимическая защита.

5          Общие требования

  • Разработка проектной документации на строительство новых, техническое перевооружение и реконструкцию действующих НПС должна осуществляться на основе утвержденного Заказчиком задания на проектирование, материалов инженерных изысканий и иных материалов предпроектного обследования.
  • Разработка проектной документации должна осуществляться в соответствии с заданием на проектирование, требованиями Градостроительного кодекса Российской Федерации [1], Земельного кодекса [2], постановления Правительства Российской Федерации [3], распоряжения Правительства Российской Федерации [4] и других действующих нормативных актов Российской Федерации и субъектов Российской Федерации, национальных и межгосударственных стандартов, нормативных документов федеральных органов исполнительной власти, нормативных документов ОАО «АК «Транснефть».

Задание на проектирование НПС должно разрабатываться в соответствии с
ОР-03.100.50-КТН-141-14 и ОР-03.100.50-КТН-004-15.

Инженерные изыскания для строительства новых, технического перевооружения и реконструкции, действующих НПС должны выполняться в порядке, установленном действующими законодательными и нормативными актами Российской Федерации и субъектов Российской Федерации, в соответствии с требованиями Градостроительного кодекса [1], СП 47.13330.2012, РД-91.020.00-КТН-142-14, и других федеральных нормативных документов по инженерным изысканиям и нормативных документов ОАО «АК «Транснефть».

Техническое задание на выполнение работ по инженерным изысканиям должно разрабатываться в соответствии с ОР-03.100.50-КТН-141-14 и ОР-03.100.50-КТН-004-15 по форме РД-91.020.00-КТН-142-14.

  • Проектирование НПС должно осуществляться специализированными организациями, имеющими согласно Градостроительному кодексу [1], выданные саморегулируемыми организациями в области архитектурно-строительного проектирования объектов капитального строительства свидетельства о допуске к работам по проектированию объектов капитального строительства, которые оказывают влияние на безопасность указанных объектов, а также необходимую техническую базу.
  • При проектировании НПС должны выполняться требования Федерального закона [5] к опасным производственным объектам.
  • При разработке проектной документации на строительство новых, техническое перевооружение и реконструкцию действующих НПС в соответствующих разделах проектной документации на всех этапах проектирования должны учитываться требования и предусматриваться мероприятия по обеспечению промышленной безопасности в соответствии с Федеральным законом [5] и пожарной безопасности в соответствии с Федеральным законом [6] предупреждению аварий и локализации их последствий с необходимыми обоснованиями и расчетами.
  • Экспертиза проектной документации должна осуществляться в соответствии с требованиями Федерального закона [5], постановления Правительства Российской Федерации [7].
  • В проектной документации на реконструкцию НПС должны быть представлены технико-экономические показатели до начала реконструкции и после ее окончания.
  • При разработке проектной документации на здания и сооружения следует учитывать требования Федерального закона [8], распоряжения Правительства Российской Федерации [9], приказа Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии [10].
  • При проектировании необходимо учитывать требования по безопасности машин и оборудования, установленные в постановлениях Правительства Российской Федерации [11] и [12].
  • Состав проектной документации на НПС должен разрабатываться в соответствии с требованиями РД-91.010.00-КТН-131-14.
  • В проектной документации на здания и сооружения производственного назначения в соответствии с требованиями Федерального закона [6] и СП 12.13130-2009 должна указываться категория помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности (подтверждается расчетом) и классификация пожароопасных и взрывоопасных зон, а также уровень ответственности в соответствии с ГОСТ Р 54257. Отнесение НПС к конкретному уровню ответственности и значения коэффициента надежности по ответственности зданий и сооружений НПС определяются генеральным проектировщиком по согласованию с заказчиком.
  • При проектировании НПС необходимо предусматривать применение средств измерений, имеющих действующие свидетельства (сертификаты) об утверждении типа, сведения о которых внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений. Средства измерений и измерительные каналы информационно-измерительных систем должны быть поверены на дату ввода объекта проектирования в эксплуатацию в соответствии методиками поверки.
  • На территории НПС предусматривается надземный и подземный способы размещения инженерных сетей. Критерии выбора способов размещения инженерных сетей в зависимости от конкретного типа сети приведены в разделах 15, 16, 17 и 18 настоящего документа.
  • При разработке проектной документации на строительство новых, техническое перевооружение и реконструкцию действующих НПС в соответствующих разделах проектной документации на всех этапах проектирования должны учитываться требования и предусматриваться мероприятия по охране окружающей среды, восстановлению природной среды, рациональному использованию и воспроизводству природных ресурсов, обеспечению экологической безопасности на основе использования наилучших существующих технологий с учетом экономических и социальных факторов.

6        Требования к исходным данным для проектирования

  • Разработка проектной и рабочей документации на строительство новых, техническое перевооружение и реконструкцию действующих НПС должна осуществляться на основании задания на проектирование заказчика в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации и требованиями нормативных документов
    ОАО «АК «Транснефть».
  • При разработке проектной документации на НПС необходимо учитывать следующие исходные данные:

– задание на проектирование;

– материалы предпроектного обследования;

– материалы инженерных изысканий;

– основные параметры для проектирования:

а) пропускная способность МТ по этапам развития проекта МТ;

б) проектный срок службы НПС;

в) природно-климатические условия:

  • диапазон температур окружающей среды;
  • ветровые нагрузки;
  • сейсмичность;
  • снеговые нагрузки;
  • характеристики грунтов;
  • глубина промерзания грунта;

г) основные показатели по генплану:

  • площадь в ограде;
  • площадь застройки;
  • площадь территории станции;
  • плотность застройки;
  • площадь озеленения;
  • площадь автодорог, подъездов и площадок;

д) проектная кинематическая вязкость нефти;

е) проектная плотность нефти;

ж) коэффициент неравномерности перекачки;

и) минимальное давление на входе НПС;

к) проходящее давление на НПС;

л) проектное рабочее давление на выходе НПС;

м) давление насыщенных паров нефти;

н) температура застывания нефти;

п) массовая доля серы в нефти;

р) информация об имеющейся инфраструктуре района строительства (сети водоснабжения, электроснабжения, канализации, постоянные и временные дороги и другие коммуникации и сооружения);

с) способ регулирования давления на НПС.

  • При выборе материалов и изделий для трубопроводов следует руководствоваться общими техническими требованиями на оборудование, материалы и комплектующие, утвержденные ОАО «АК «Транснефть».
  • При проектировании бетонных и железобетонных конструкций расчетная зимняя температура наружного воздуха должна приниматься как средняя температура воздуха наиболее холодной пятидневки в зависимости от района строительства согласно
    СНиП 23-01-99* (таблица 1). При разработке раздела КМ проектной документации расчетная зимняя температура наружного воздуха должна приниматься как средняя температура наиболее холодных суток с обеспеченностью 0,98.

Расчетные технологические температуры должны устанавливаться заданием на проектирование.

  • Технические устройства, применяемые на НПС, должны быть сертифицированы на соответствие требованиям промышленной безопасности и иметь подтверждение соответствия продукции требованиям пожарной безопасности в установленном законодательством Российской Федерации порядке.

7             Классификация и состав НПС

7.1                   Классификация НПС

  • По функциональным особенностям НПС должны классифицироваться на головные и промежуточные.
  • НПС могут проектироваться с РП и без РП. РП устанавливаются для НПС, расположенных на границе технологического участка, и в местах перераспределения потоков.

7.2                   Состав НПС с резервуарным парком

  • Территория НПС с РП должна разделяться на зоны с учетом функционального назначения зданий и сооружений:

а) производственная зона;

б) зона РП;

в) административно-хозяйственная зона;

г) зона очистных сооружений.

  • Производственная зона НПС предназначается для размещения зданий и сооружений, обеспечивающих технологический процесс перекачки нефти, а также обеспечивающих промышленную и пожарную безопасность технологического процесса.

На территории производственной зоны размещаются следующие здания и сооружения:

а) здание магистральной насосной станции;

б) подпорная насосная с фильтрами-решетками для каждого ПНА;

в) операторная, ЗРУ и КТП, расположенные в общем здании;

г) здание маслосистемы МНА, резервуары запаса масла на открытой площадке и аппараты воздушного охлаждения масла на открытой площадке или маслосистема блочного исполнения.

При применении индивидуальных для каждого ЭД маслосистем оборудование контура масла устанавливается в здании магистральной насосной, оборудование контура охлаждения, обеспечивающего циркуляцию и утилизацию тепла охлаждающей жидкости, размещается в сооружениях и/или на открытой площадке, вынесенных за пределы здания магистральной насосной;

д) лабораторный корпус (испытательная (аналитическая) лаборатория, эколого-аналитическая лаборатория, метрологическая лаборатория с отдельно стоящими складскими зданиями);

е) помещение с электроприводными задвижками (для системы пожаротушения);

ж) здание насосной оборотного водоснабжения МНА и аппараты воздушного охлаждения воды на открытой площадке (при необходимости).

Допускается размещение оборудования насосной оборотного водоснабжения (охлаждения) в здании магистральной насосной вне помещения насосных агрегатов. При размещении НПС в районах, климатические условия которых в холодный период года приводят к замерзанию охлаждающей жидкости при ее циркуляции, в качестве охлаждающей жидкости должна использоваться низкозамерзающая жидкость. Охлаждающая жидкость должна быть нетоксична, взрыво- и пожаробезопасна и обеспечивать работу аппаратов воздушного охлаждения при температуре окружающего воздуха;

и) узел регулирования давления на выходе МНС (при регулировании давления на входе и выходе НПС методом дросселирования), устанавливаемый надземно на открытой площадке;

к) узел регулирования давления «до себя» или «после себя» для исключения самотечных участков по трассе магистрального нефтепровода, устанавливаемый надземно на открытой площадке.

л) ФГГ, устанавливаемые надземно на открытой площадке;

м) помещение (блок-боксы) ССВД, на проектируемых промежуточных НПС (при реконструкции существующих НПС без ССВД). Необходимость в установке ССВД определяется по результатам расчета нестационарных процессов, выполняемых проектной организацией. Расчет нестационарных процессов проводится при отключении промежуточных НПС на режиме максимальной расчетной производительности. На первом этапе расчет выполняется без ССВД, если превышения допустимого рабочего давления при нестационарных процессах в секциях труб ЛЧ и технологических трубопроводах НПС нет, необходимость в установке ССВД отсутствует. Если происходит превышение допустимого рабочего давления при нестационарных процессах, расчет выполняется с установленным блоком ССВД. На основании проведенных расчетов выдается заключение о необходимости/отсутствии в установке блока ССВД с резервуарами аварийного сброса;

н) узлы с предохранительными устройствами, устанавливаемые надземно на открытой площадке;

п) система дренажа и сбора утечек от технологического оборудования – горизонтальные подземные емкости для сбора утечек нефти и дренажа с насосами откачки, сбора нефти от ССВД (при наличии ССВД), включающая исполнительные органы (клапаны), арматуру и резервуар-сборник;

р) технологические трубопроводы с запорной арматурой;

с) прожекторные мачты и мачты-молниеотводы;

т) СИКН для ведения приемо-сдаточных операций или оперативного учёта нефти, БИК для оперативного контроля качества нефти и/или предназначенных для использования при расчетах технологических режимов работы магистральных нефтепроводов;

у) здание ЧРП (при применении насосов с частотно регулируемым приводом);

ф) отдельно стоящие здания ЩСУ и/или КТП и ЩСУ;

х) котельная блочного исполнения и резервуары для топлива на открытой площадке;

ц) дизельная электростанция с резервуаром для топлива, устанавливаемым на открытой площадке и подземным резервуаром для аварийного слива;

ч) площадка для аварийного запаса труб со съемным навесом, твердым покрытием и стеллажом.

  • На территории зоны РП должны размещаться следующие здания и сооружения:

а) резервуары следующих типов:

– вертикальные стальные с понтоном;

– вертикальные стальные с плавающей крышей;

– вертикальные стальные со стационарной крышей, в качестве резервуаров аварийного сброса.

б) помещение с электроприводными задвижками (для системы пожаротушения);

в) прожекторные мачты и мачты-молниеотводы;

г) отдельно стоящие здания ЩСУ и/или КТП и ЩСУ;

  • Административно-хозяйственная зона НПС предназначается для размещения административно-управленческих служб и обслуживающих производств.

На территории административно-хозяйственной зоны должны размещаться следующие здания и сооружения:

а) СБК c караульным помещением и узлом связи (СБК c караульным помещением, узлом связи и столовой определяется заданием на проектирование);

б) бытовой корпус со столовой (определяется заданием на проектирование);

в) закрытая стоянка техники с ремонтным блоком и складом для хранения оборудования и средств ЛРН;

г) насосная хозяйственно-питьевого водоснабжения при необходимости с установкой водоочистки и обеззараживания;

д) насосная станция пожаротушения с резервуарами противопожарного запаса воды (допускается размещение в производственной зоне, при обосновании);

е) склад кислородных баллонов;

ж) склад пропановых баллонов;

и) прожекторные мачты и мачты-молниеотводы;

к) площадка для временного накопления производственных и бытовых отходов;

л) площадка для размещения установки по утилизации отходов;

м) пожарное депо;

н) антенно-мачтовое сооружение;

п) при организации ремонтных работ вахтовым методом в составе НПС должен быть предусмотрен вахтовый жилой корпус (со столовой в случае удаленности от населенных пунктов, наличие которой определяется заданием на проектирование) с выделением мест для персонала АО «Связьтранснефть»;

р) склад хранения нормативного запаса пенообразователя (при необходимости);

с) производственный корпус с мастерскими, сварочным постом, помещениями для складирования материалов;

т) склад для хранения овощной и мясной продукции;

у) закрытая стоянка техники с ремонтным блоком. Склад оборудования и запчастей. Мойка  автотранспорта с системой оборотного водоснабжения, расположенные в общем здании;

ф) склад материально-технического снабжения (МТО, ЛРН и ЛАЭС определяется заданием  на проектирование);

х) склад горюче-смазочных материалов;

ц) контрольно-технический пункт осмотра автотранспорта;

ч) осмотровая канава с навесом.

  • Очистные сооружения предназначаются для размещения установок для сбора и переработки хозяйственно-бытовых и производственно-дождевых сточных вод.

В состав очистных сооружений должны входить:

а) очистные сооружения хозяйственно-бытовых сточных вод;

б) очистные сооружения производственно-дождевых сточных вод.

  • За ограждением территории НПС располагаются (устанавливается в задании на проектирование):

а) узел подключения станции;

б) ППРБ;

в) насосные I подъема воды (две и более, в соответствии данными гидрогеологических изысканий);

г) пожарные пирсы с площадками размером 12×12 м с устройством подъездов для возможности забора воды передвижной пожарной техникой, в т.ч. в условиях отрицательных температур при образовании льда при наличии открытых естественных водоисточников (реки, каналы, озера, водохранилища, моря) на территории объекта и расположенных на расстоянии менее 500 м от территории НПС в соответствии с РД-13.220.00-КТН-211-12;

д) вахтовый жилой корпус (при наличии вахты в штатном расписании). ВЖК размещается в зависимости от категории НПС на расстоянии в соответствии со строкой 7 таблицы А.1 (приложение А).

е) площадка для временного размещения грунта, загрязненного нефтепродуктами, нефтешламами (при необходимости);

ж) ОРУ.

7.3                   Состав сооружений НПС без резервуарного парка

  • Территория НПС без РП (промежуточной НПС) должна разделяться на зоны с учетом функционального назначения зданий и сооружений:

а) производственная зона;

б) административно-хозяйственная зона;

в) зона очистных сооружений.

  • На территории производственной зоны размещаются следующие здания и сооружения:

а) здание магистральной насосной станции;

б) операторная, ЗРУ, КТП, расположенные в общем здании;

в) здание маслосистемы МНА, резервуары запаса масла на открытой площадке и аппараты воздушного охлаждения масла на открытой площадке. При применении индивидуальных для каждого ЭД маслосистем оборудование контура масла устанавливается в здании магистральной насосной, оборудование контура охлаждения, обеспечивающего циркуляцию и утилизацию тепла охлаждающей жидкости, размещается в сооружениях и/или на открытой площадке, вынесенных за пределы здания магистральной насосной;

г) здание насосной оборотного водоснабжения МНА и аппараты воздушного охлаждения воды на открытой площадке (при необходимости). Допускается размещение оборудования насосной оборотного водоснабжения (охлаждения) в здании магистральной насосной вне помещения насосных агрегатов. При размещении НПС в районах, климатические условия которых в холодный период года приводят к замерзанию охлаждающей жидкости при ее циркуляции, в качестве охлаждающей жидкости должна использоваться низкозамерзающая жидкость. Охлаждающая жидкость должна быть нетоксична, взрыво- и пожаробезопасна и обеспечивать работу аппаратов воздушного охлаждения при температуре окружающего воздуха;

д) узел регулирования давления на выходе МНС (при регулировании давления на входе и выходе НПС методом дросселирования), устанавливаемый надземно на открытой площадке;

е) узел регулирования давления «до себя» или «после себя» для исключения самотечных участков по трассе магистрального нефтепровода, устанавливаемый надземно на открытой площадке;

ж) ФГГ, устанавливаемые надземно на открытой площадке;

и) помещение (блок-боксы) ССВД, на проектируемых промежуточных НПС (при реконструкции существующих НПС без ССВД). Необходимость в установке  ССВД определяется по результатам расчета нестационарных процессов, выполняемых проектной организацией. Расчет нестационарных процессов проводится при отключении промежуточных НПС на режиме максимальной расчетной производительности. На первом этапе расчет выполняется без ССВД, если превышения допустимого рабочего давления при нестационарных процессах в секциях труб ЛЧ и технологических трубопроводах НПС нет, необходимость в установке ССВД отсутствует. Если происходит превышение допустимого рабочего давления при нестационарных процессах, расчет выполняется с установленным блоком ССВД. На основании проведенных расчетов выдается заключение о необходимости/отсутствии в установке блока ССВД с резервуарами аварийного сброса;

к) система дренажа и сбора утечек от технологического оборудования –  горизонтальные подземные емкости для сбора утечек нефти и дренажа с насосами откачки, сбора нефти от ССВД (при наличии ССВД), включающая исполнительные органы (клапаны), арматуру и резервуар-сборник;

л) технологические трубопроводы с арматурой;

м) прожекторные мачты и мачты-молниеотводы;

н) помещение с электроприводными задвижками (для системы пожаротушения);

п) отдельно стоящие здания ЩСУ и/или КТП и ЩСУ;

р) СИКН для ведения приемо-сдаточных операций или оперативного учёта нефти, БИК для оперативного контроля качества нефти и/или предназначенных для использования при расчетах технологических режимов работы магистральных нефтепроводов;

с) здание ЧРП (при применении насосов с частотно регулируемым приводом);

т) дизельная электростанция с резервуаром для топлива, устанавливаемым на открытой площадке и подземным резервуаром для аварийного слива;

у) площадка для аварийного запаса труб со съемным навесом, твердым покрытием и стеллажом.

  • На территории административно-хозяйственной зоны должны размещаться следующие здания и сооружения:

а) СБК c караульным помещением и узлом связи (СБК c караульным помещением, узлом связи и столовой определяется заданием на проектирование);

б) бытовой корпус со столовой (определяется заданием на проектирование);

в) закрытая стоянка техники с ремонтным блоком и складом для хранения оборудования и средств ЛРН;

г) котельная блочного исполнения и резервуары для топлива на открытой площадке;

д) дизельная электростанция с резервуаром для топлива, устанавливаемым на открытой площадке и подземным резервуаром для аварийного слива;

е) насосная хозяйственно-питьевого водоснабжения при необходимости с установкой водоочистки и обеззараживания;

ж) насосная станция пожаротушения с резервуарами противопожарного запаса воды (допускается размещение в производственной зоне, при обосновании);

и) склад кислородных баллонов;

к) склад пропановых баллонов;

л) прожекторные мачты и мачты-молниеотводы;

м) площадка для временного накопления производственных и бытовых отходов;

н) площадка для размещения установки по утилизации отходов;

п) пожарный пост, совмещенный с закрытой стоянкой техники, для размещения пожарного автомобиля, пожарного оборудования и материалов (допускается по требованию заказчика отдельно стоящее здание);

р) склад хранения нормативного запаса пенообразователя (при необходимости);

с) антенно-мачтовое сооружение;

т) при организации ремонтных работ вахтовым методом в составе НПС должен быть предусмотрен вахтовый жилой корпус (со столовой в случае удаленности от населенных пунктов, наличие которой определяется заданием на проектирование) с выделением мест для персонала АО «Связьтранснефть»;

у) производственный корпус с мастерскими, сварочным постом, помещениями для складирования материалов;

ф) склад для хранения овощной и мясной продукции;

х) контрольно-технический пункт осмотра автотранспорта;

ц) осмотровая канава с навесом;

ч) закрытая стоянка техники с ремонтным блоком. Склад оборудования и запчастей. Мойка  автотранспорта с системой оборотного водоснабжения, расположенные в общем здании;

ш) склад материально-технического снабжения (МТО, ЛРН и ЛАЭС определяется заданием  на проектирование);

щ) склад горюче-смазочных материалов.

  • В составе очистных сооружений на НПС без РП должны быть предусмотрены установки для сбора и переработки (очистные сооружения) хозяйственно-бытовых сточных вод.
  • За ограждением территории НПС располагаются (устанавливается в задании на проектирование):

а) узел подключения станции;

б) ППРБ;

в) насосные I подъема воды (две и более, с учетом материалов гидрогеологических изысканий);

г) пожарные пирсы с площадками размером 12×12 м с устройством подъездов для возможности забора воды передвижной пожарной техникой, в т.ч. в условиях отрицательных температур при образовании льда при наличии открытых естественных водоисточников (реки, каналы, озера, водохранилища, моря) на территории объекта и расположенных на расстоянии менее 500 м от территории НПС в соответствии с РД-13.220.00-КТН-211-12;

д) вахтовый жилой корпус (при наличии вахты в штатном расписании);

е) ОРУ,

ж) площадка для временного размещения грунта, загрязненного нефтепродуктами, нефтешламами (при необходимости).

7.4                  НПС с линейной аварийно-эксплуатационной службой

  • При размещении на территории НПС линейной аварийно-эксплуатационной службы в состав НПС дополнительно должны входить:

а) закрытая стоянка техники ЛАЭС;

б) открытая стоянка техники ЛАЭС;

в) склад для хранения масел;

г) аккумуляторная;

д) открытая площадка хранения аварийного запаса труб;

е) АЗС, при отсутствии АЗС общего пользования на расстоянии до 10 км;

7.5                  НПС с группой по эксплуатации ВЛ и средств ЭХЗ

При размещении на территории НПС группы по эксплуатации ВЛ и средств ЭХЗ в состав НПС дополнительно должны входить отдельные здания или предусматриваться помещения в других зданиях для размещения:

а) рабочих мест персонала, службы ВЛ и ЭХЗ;

б) в зависимости от климатических условий, закрытая или открытая стоянка техники службы ВЛ и ЭХЗ;

в) складские помещения для хранения средств защиты, средств измерений, аварийного запаса оборудования, приборов, инвентаря, технических средств, запаса кабельной продукции, опор ВЛ, голого провода и др.;

г) помещение для ремонта оборудования (мастерская).

7.6                  НПС с размещением линейной службы сети связи

При размещении на территории НПС линейных служб для обслуживания вдольтрассовых линий связи (АПГ, АВБ, МИЛ), в зависимости от зон обслуживания вдольтрассовой линии связи (определяется в проектной документации в части магистральной системы связи), дополнительно должны входить отдельные здания или предусматриваться помещения в других зданиях для размещения:

а) рабочих мест персонала, линейной службы сети связи;

б) закрытая стоянка техники линейной службы сети связи;

в) складские помещения для хранения аварийного запаса оборудования связи, приборов, инвентаря, технических средств и кабельного запаса;

г) помещения для проживания персонала линейной службы сети связи (при наличии вахты в штатном расписании).

8             Требования к технологическому проектированию и оборудованию НПС

8.1              Технологическая схема НПС с резервуарным парком

Технологическая схема НПС с РП должна обеспечивать:

а) перекачку нефти по схеме «через емкость», «с подключенной емкостью». При проектировании новых НПС с РП обеспечение перекачки по схеме «из насоса в насос» не требуется. В случае, когда поэтапное развитие МТ предусматривает строительство резервуарного парка на промежуточной НПС без РП, режимы работы по схеме «из насоса в насос» должны быть исключены (если строительство РП не продиктовано необходимостью приёмки нефти от объектов нефтедобычи);

б) последовательную работу МНА при работе на один нефтепровод. При соответствующем обосновании допускается проектирование параллельной схемы включения МНА;

в) поддержание давления на приеме магистральной насосной станции не ниже заданного и поддержание давления на выходе НПС не выше заданного (при помощи САР давления);

г) приём нефти в специальные резервуары аварийного сброса через узел с предохранительными устройствами, в случае повышения давления на входе НПС, при повышении давления в трубопроводе между подпорной насосной и магистральной насосной станцией в случае остановки МНА, при срабатывании автоматической защиты по давлению в трубопроводе резервуарного парка;

д) приём нефти в специальные резервуары аварийного сброса от блока ССВД при резком изменении давления на приеме НПС в результате остановки НПС или насосного агрегата (для промежуточной НПС);

е) приём утечек нефти от магистральных и подпорных насосов;

ж) откачку нефти из подземных ёмкостей для сбора утечек нефти и дренажа в приемный трубопровод подпорной насосной или в резервуарный парк, приемный трубопровод магистральной насосной;

и) опорожнение магистральных и подпорных насосов, ФГГ, узла регулирования давления, СИКН в подземные ёмкости для сбора утечек нефти и дренажа;

к) внутрипарковую перекачку подпорным насосом при режиме работы НПС «с подключенной емкостью»;

л) зачистку резервуаров и подающего трубопровода резервуарного парка резервным подпорным насосом при режиме работы НПС «с подключенной емкостью»;

м) откачку нефти подпорным насосом из резервуаров аварийного сброса;

н) очистку перекачиваемой нефти от механических примесей и посторонних предметов с помощью ФГГ;

п) сбор аварийного розлива нефти из зала насосных агрегатов.

8.2              Технологическая схема НПС без резервуарного парка

Технологическая схема промежуточной НПС без РП должна обеспечивать:

а) перекачку нефти по схеме «из насоса в насос» совместно с другими НПС нефтепровода;

б) последовательную работу МНА при работе на один нефтепровод. При соответствующем обосновании допускается проектирование параллельной схемы включения МНА;

в) поддержание давления на приеме магистральной насосной станции не ниже заданного и на выходе НПС не выше заданного;

г) прием нефти от блока ССВД в резервуары-сборники нефти при резком изменении давления на приеме НПС в результате остановки НПС или насосного агрегата;

д) перекачку, минуя НПС при ее отключении;

е) прием утечек от магистральных насосов;

ж) откачку нефти из резервуаров-сборников в приемный трубопровод магистральной насосной станции;

к) опорожнение в резервуары-сборники нефти трубопровода на выходе блока ССВД;

л) опорожнение магистральных насосов, ФГГ, узла регулирования давления и надземных трубопроводов блока ССВД в резервуары-сборники;

м) отключение одного из резервуаров-сборников нефти с помощью фланца-заглушки;

н) очистку перекачиваемой нефти от механических примесей и посторонних предметов с помощью ФГГ.

8.3              Общие требования к технологической схеме НПС

  • При проектировании НПС с РП должна предусматриваться параллельно-последовательная схема соединения магистральных насосов, при условии получения эффективности применения данной схемы при остановке одной из МНС для одновременной работы на два нефтепровода по сравнению с подключением магистральной насосной по последовательной схеме.
  • При проектировании НПС с РП, предназначенной для работы на один нефтепровод (и отсутствии перспективы строительства параллельных нефтепроводов), должна предусматриваться последовательная схема соединения магистральных насосов.
  • При проектировании промежуточных НПС без РП параллельно-последовательная схема соединения магистральных насосов не предусматривается.
  • При проектировании НПС не допускается работа одной МНС на два и более нефтепровода за исключением случаев, предусмотренных п. 8.3.1.
  • При проектировании НПС не допускается применение технологических схем НПС с отбором нефти на участке технологического трубопровода между подпорной и магистральной насосными станциями.

8.4              Требования к выполнению технологических расчетов

  • Основные параметры НПС должны определяться исходя из необходимости обеспечения расчетной пропускной способности нефтепровода при проектных значениях плотности и вязкости перекачиваемой нефти.
  • Расчетная часовая пропускная способность нефтепровода Qч, м3/ч, должна определяться по формуле:

 

(8.1)

Расчетная суточная пропускная способность нефтепровода Qс, м3/сут, должна определяться по формуле:

(8.2)

 

где      G – заданный объем перекачки (проектная пропускная способность) для соответствующего этапа развития нефтепровода, млн. т/год (определяется в техническом задании на проектирование);

kн – коэффициент неравномерности перекачки;

– проектная плотность нефти, т/м3.

Значение коэффициента неравномерности перекачки определяется в техническом задании на проектирование, исходя из особенностей эксплуатации нефтепровода:

  • для проектируемого нефтепровода, идущего параллельно с другими нефтепроводами и образующими систему – 1,05;
  • для проектируемого однониточного нефтепровода, по которому нефть подается к нефтеперерабатывающему заводу, а также для проектируемого однониточного нефтепровода, соединяющего существующие нефтепроводы – 1,07;
  • для проектируемого однониточного нефтепровода, подающего нефть от пунктов добычи к системе нефтепроводов – 1,10;
  • для действующего нефтепровода – 1,0.
    • Основные параметры НПС должны определяться исходя из следующих параметров работы МТ:

а) режим работы МТ – непрерывный, круглосуточный;

б) расчетное время работы МТ с учетом остановки на регламентные работы – 8400 часов или 350 дней в году.

  • При расчетах технологических трубопроводов скорости движения нефти (полным сечением) в трубопроводах должны составлять:

а) в приемных всасывающих и дренажных трубопроводах – от 0,5 до 1,5 м/с;

б) в подводящих и напорных трубопроводах НПС, коллекторах магистральных насосных агрегатов, в подводящих и отводящих трубопроводах регуляторов давления, в трубной обвязке СИКН, трубопроводах сброса давления и откачки утечек – до 7,0 м/с.

  • При расчетах резервуаров и РП должны соблюдаться требования 8.6 настоящего документа.
  • При технологических расчетах и пересчете метрических единиц числовое значение ускорения свободного падения g  следует принимать равным 9,81.

8.5              Требования к расчетам нестационарных процессов

  • При проектировании НПС необходимо учитывать возможность превышения допустимого рабочего давления секций линейной части трубопровода и проходящего давления для технологических трубопроводов при нестационарных процессах, характеризующихся изменением давления по трассе нефтепровода во времени (волны давления) в результате отключения НПС.
  • На участке от промежуточной НПС до НПС с РП с предохранительными клапанами на входе расчет нестационарного процесса должен проводиться с целью определения необходимости проектирования дополнительной защиты по давлению для условий несанкционированного (ошибочного) перекрытия запорной, регулирующей арматуры, установленной в узле пуска и приема СОД (узел подключения станции), а также на приемной линии НПС с РП до предохранительных клапанов.
  • На головной НПС при установке предохранительных клапанов только между подпорной и магистральной насосной для определения объема сброса нефти необходимо выполнять расчеты нестационарных процессов на условия отключения магистральной насосной.

8.6              Требования к резервуарам и резервуарным паркам

  • Для расчета объема резервуарных парков (резервуарной емкости) при новом проектировании используемая емкость резервуарных парков определяется с учетом коэффициентов использования емкости, приведенных в таблице 8.1, и объема резервуара по строительному номиналу.

Объемы резервуаров по строительному номиналу приведены в таблице 8.2.

Таблица 8.1 – Коэффициенты использования емкости по типам резервуаров

№ п/п Тип резервуара Коэффициент использования емкости
1 2 3
1 Вертикальный стальной до 5 тыс. м3 без понтона 0,79
2 Вертикальный стальной 5 тыс. м3 с понтоном 0,76
3 Вертикальный стальной 10 тыс. м3 без понтона 0,79
4 Вертикальный стальной 10 тыс. м3 с понтоном 0,76
5 Вертикальный стальной 20 тыс. м3 с понтоном 0,79
6 Вертикальный стальной 30 тыс. м3 с понтоном 0,79
7 Вертикальный стальной 50 тыс. м3 с понтоном 0,79
8 Вертикальный стальной 50 тыс. м3 с плавающей крышей 0,83

 

  • Суммарный используемый объем РП должен распределяться следующим образом:

а) головная НПС нефтепровода должна располагать резервуарной емкостью в размере от двухсуточной до трехсуточной проектной пропускной способности нефтепровода;

б) на НПС с РП, расположенных на границе технологических участков, в месте перераспределения потока нефти между нефтепроводами, а также в условиях горного рельефа, для обеспечения бесперебойной работы магистрального нефтепровода должна предусматриваться резервуарная емкость в размере от 0,3 до 0,5-суточной проектной пропускной способности МТ. При выполнении приемо-сдаточных операций на НПС с резервуарным парком, резервуарная емкость должна быть в пределах от 1,0 до 1,5-суточной проектной пропускной способности нефтепровода;

в) при нескольких параллельных нефтепроводах суммарный используемый объем РП должен определяться как сумма проектных пропускных способностей каждого нефтепровода.

Таблица 8.2 – Объем резервуаров по строительному номиналу и их основные геометрические параметры

№ п/п Резервуар Тип Диаметр, м Высота стенки, м Строительный объем, м3
1 2 3 4 5 6
1 РВС 5000 22,8 11,94 4875
2 10000 34,2 11,94 10968
3 РВСП 5000 22,8 11,94 4875
4 10000 34,2 11,94 10968
5 20000 45,6 11,94 19500
6 30000 45,6 17,91 29249
7 50000 60,7 18,00 52088
8 РВСПК 50000 60,7 18,10 52377
Примечание – Расчетные параметры должны быть уточнены при проектировании.

 

  • Количество резервуаров в составе РП должно быть не менее 2 шт. без учета резервуаров аварийного сброса. Прием нефти аварийного сброса должен осуществляться в отдельные резервуары, не задействованные в технологических операциях транспортировки нефти.
  • В проекте должна предусматриваться возможность расширения РП для перспективного строительства резервуаров с целью вывода в ремонт не менее 12% строительного номинала РП с учетом единичной емкости резервуаров.
  • Необходимость применения тепловой изоляции резервуаров, а также дополнительных мероприятий по подогреву нефти в резервуарном парке, должна устанавливаться в проекте на основании теплотехнических расчетов с учетом исключения отрицательных температур (или температуры застывания) нефти при хранении с разработкой необходимых специальных технических требований.
  • Требования по размещению и обвалованию резервуаров отражены в 9.2.3.
  • Противопожарные расстояния от сооружений РП до соседних объектов приведены в приложении А настоящего документа.
  • Молниезащита резервуаров должна выполняться в целом для РП отдельно стоящими молниеприемниками, в соответствии с РД-91.020.00-КТН-021-11 и типовыми проектными решениями резервуаров, утвержденными ОАО «АК «Транснефть».
  • Системы производственной канализации в каре и в целом по РП должны соответствовать требованиям РД 153-39.4-113-01 и пункту 16.4 настоящего РД.
  • Установки пожаротушения и водяного охлаждения резервуаров, сети пожаротушения, прокладываемые в каре, должны соответствовать требованиям
    РД-13.220.00-КТН-014-10.
  • Крыши резервуаров должны быть взрывозащищенного исполнения с учетом требований ГОСТ 31385.
  • Резервуары вертикальные стальные должны иметь оборудование в соответствии с РД-23.020.00-КТН-079-09, в том числе для резервуаров типа РВС и ЖБР датчик (типа мановакуумметр) для контроля давления в паровоздушном пространстве под стационарной крышей резервуара.

8.7              Требования к магистральным насосным агрегатам

  • Все НПС на участках МТ с одной и той же проектной пропускной способностью должны оснащаться однотипными МНА. Электропривод МНА должен быть рассчитан на напряжение 6 кВ или 10 кВ (определяется заданием на проектирование).
  • Проектом должны определяться количество и характеристика роторов МНА с целью обеспечения требуемого напора при работе без дросселирования на выходе НПС для обеспечения заданной пропускной способности нефтепровода по этапам развития, с учетом перекачки нефти с реологическими свойствами, отличающимися от проектных (для «теплого» и «холодного» времени года). При выборе характеристик роторов МНА необходимо учитывать возможность обеспечения заданной пропускной способности МТ при циклической работе на двух смежных режимах без дросселирования на выходе НПС.

При соответствующем обосновании допускается проектирование параллельной схемы включения магистральных насосных агрегатов.

  • Подача магистральных насосов должна приниматься в соответствии с расчетной пропускной способностью нефтепровода и принятой схемой соединения насосов (последовательная, параллельная).
  • Не допускается применение в качестве МНА поршневых и плунжерных насосов.
  • Проточная часть магистрального насоса должна обеспечивать возможность установки сменных роторов на подачу в зависимости от расчетной пропускной способности МТ. С целью повышения КПД магистрального насоса в случае наличия технической возможности при работе со сменными роторами должен использоваться съемный направляющий аппарат.

Сменные роторы должны допускать обточку рабочих колес по наружному диаметру (до 10 %).

  • При определении количества МНА должна учитываться схема их соединения и необходимость наличия резервных насосов.
  • Количество магистральных насосных агрегатов в составе магистральной насосной должно быть равно четырём.

При соответствующем обосновании допускается установка другого количества МНА.

  • МНА должны соответствовать техническим требованиям ОАО «АК «Транснефть».
  • Входной патрубок магистрального насоса должен быть расположен справа, а напорный – слева от вертикальной оси, со стороны ЭД, в отдельных случаях, например, при реконструкции существующих объектов, допускается расположение входного патрубка слева, а напорного справа.
  • Для заполнения опорожненных магистральных насосов должен использоваться дренажный трубопровод, на котором должен устанавливаться шаровой кран. Указанный шаровой кран должен быть рассчитан на номинальное давление магистральных насосов.

Заполнение магистральных насосов после их опорожнения должно производиться путем закрытия шарового крана на дренажной линии магистральных насосов и открытия секущих задвижек на дренажных трубопроводах заполняемого и работающих насосов. При этом выпуск воздуха должен производиться через линию сброса воздуха из корпуса насоса в трубопровод отвода утечек с применением штатной линии насоса или, при её отсутствии, через дополнительно проложенную линию от воздушника насоса до врезки в трубопровод отвода утечки.

  • При проектировании должен быть выполнен расчет напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов и нагрузок (сил и моментов) на патрубки МНА и оборудования в соответствии с расчетами на прочность нефтепровода по РД-24.040.00-КТН-062-14.

Для районов с сейсмичностью свыше 6 баллов в расчете должны учитываться дополнительные нагрузки, возникающие при сейсмическом воздействии.

Выбранная схема обвязки должна удовлетворять условиям прочности, долговечности и работоспособности МНА и оборудования. В случае невыполнения любого из условий подключение МНА к технологическим трубопроводам должно осуществляться с помощью трубных компенсаторов и/или с использованием разгружающих опор.

При этом выбранная схема обвязки МНА должна иметь минимально возможную длину трубной вставки (катушки) к патрубку насоса и обеспечивать усилия и моменты на патрубке насоса в соответствии с требованиями ОТТ-23.080.00-КТН-049-10. Длина трубной вставки (катушки) должна составлять не менее 250 мм.

  • Конструкция МНА должна обеспечивать возможность оснащения их оборудованием автоматизации в объеме, установленном требованиями
    РД-35.240.50-КТН-109-13.
  • МНА должны соответствовать требованиям ОТТ-23.080.00-КТН-049-10,
    ГОСТ 31441.1. Применяемые насосные агрегаты должны иметь уровень взрывозащиты «Повышенная защита против взрыва».

8.8              Требования к системе оборотного охлаждения

  • Система оборотного охлаждения, предназначенная для охлаждения ЭД МНА, состоит из насосной станции, аппаратов воздушного охлаждения и сетей оборотного охлаждения.
  • Охлаждающая жидкость – вода питьевая по СанПиН 2.1.4.1074-01. При размещении НПС в районах, климатические условия которых в холодный период года приводят к замерзанию охлаждающей жидкости при ее циркуляции, в качестве охлаждающей жидкости должна использоваться низкозамерзающая жидкость. Охлаждающая жидкость должна быть нетоксична, взрыво- и пожаробезопасна. Тип охлаждающей жидкости должен быть согласован с изготовителем (поставщиком) ЭД МНА.
  • Система оборотного охлаждения может быть открытой, сообщающейся с атмосферным воздухом, или закрытой, исключающей такое сообщение. Системы оборотного охлаждения, использующие в качестве охлаждающей жидкости питьевую воду, выполняются открытыми, использующие низкозамерзающие жидкости – закрытыми.
  • Объем охлаждающей жидкости в баке системы оборотного охлаждения должен приниматься:

– для открытых систем – равный максимальной подаче циркуляционного насоса в течение пяти минут;

– для закрытых систем – не менее рассчитываемого по формуле:

V = (VL · E) / D (8.3)

где VL – суммарный объём системы, м3;

Е – коэффициент расширения жидкости;

D – эффективность мембранного расширительного бака, определяемая по формуле:

D = (PVPS) / (PV + 0,1) (8.4)

где РV – максимальное рабочее давление системы, МПа;

PS – давление зарядки мембранного расширительного бака, МПа.

Мембранный бак должен быть резервирован.

  • Должна быть предусмотрена установка:

– для открытых систем – трех насосов из расчета: 2 насоса – в работе, 1 насос – в резерве;

– для закрытых систем – двух насосов из расчета: 1 насос – в работе, 1 насос – в резерве.

Напор насосов должен обеспечивать их бескавитационную работу с учетом всех потерь в контуре охлаждения и теплообменниках ЭД. Давление в охлаждающем контуре и расход охлаждающей жидкости должны соответствовать требованиям изготовителя (поставщика) ЭД МНА.

  • Должно быть предусмотрено автоматическое пополнение бака оборотной воды при снижении уровня ниже рабочего за счет испарения и допустимых утечек через уплотнения насосов системы оборотного водоснабжения. Пополнение охлаждающей жидкости в закрытых системах охлаждения предусматривается в ручном режиме.
  • В системе оборотного охлаждения должен быть предусмотрен байпасный трубопровод для работы, минуя АВО, для обеспечения «мягкого» запуска системы оборотного охлаждения в зимнее время.
  • Теплотехнические характеристики АВО (поверхность теплообмена, количество секций, количество труб в секции, число рядов труб в секции, коэффициент оребрения и др.) должны обеспечивать работу аппаратов воздушного охлаждения во всем диапазоне температур окружающего воздуха района установки системы оборотного охлаждения.
  • Условия установки АВО должны обеспечивать возможность слива охлаждающей жидкости из теплообменных аппаратов.
  • Установка навесов над АВО не должна приводить к ухудшению условий теплообмена и снижению теплотехнических характеристик аппаратов.

8.9              Требования к маслосистеме

  • В зависимости от состава МНА для маслоснабжения и охлаждения подшипников МНА должна предусматриваться единая маслосистема на всю группу установленных МНА. При соответствующем обосновании допускается установка индивидуальной маслосистемы.
  • Оборудование единой маслосистемы (насосы, узел подключения сепаратора и рабочие маслобаки) должно располагаться в отдельном здании маслонасосной, оборудованной кессоном, предотвращающим попадание грунтовых и поверхностных вод в помещение или в сооружении блочного исполнения заводской готовности (блок – бокс).
  • Оборудование маслосистемы должно соответствовать классу пожароопасности П-1.
  • В составе единой маслосистемы должно быть предусмотрено следующее оборудование:

а) маслонасосы (один рабочий, один резервный);

б) маслонасос для обеспечения замены масла;

в) фильтры для очистки масла (один рабочий, один резервный);

г) два рабочих масляных бака с визуальным указателем уровня;

д) три резервуара для хранения масла (отдельные резервуары для хранения чистого масла, для хранения отработанного масла и для оперативного слива загрязненного масла) с визуальным указателем уровня;

е) аппараты воздушного охлаждения для обеспечения температурного режима. Один аппарат – резервный, количество рабочих аппаратов должно выбираться в зависимости от климатических условий размещения НПС, но быть не менее двух.

ж) аккумулирующий (аварийный) маслобак для подачи масла под действием гидростатического давления на смазку подшипников магистральных насосов и электродвигателей в случае аварийной остановки маслонасосов.

  • Объем резервуаров хранения, рабочих масляных баков и аккумулирующего (аварийного) маслобака, указанных в 8.9.4, должны определяться расчетом в зависимости от числа МНА, типоразмера насоса и электропривода.
  • Фильтры для очистки масла должны иметь сменные фильтрующие элементы.
  • Рабочие масляные баки должны располагаться на отметке, обеспечивающей уклоны обратных трубопроводов не менее 0,017.

Резервуары хранения должны располагаться на отметках, обеспечивающих работу вспомогательного насоса при откачке и заполнении рабочих баков с возможностью перелива масла из баков.

  • Высота установки аккумулирующего (аварийного) бака относительно оси насосных агрегатов должна обеспечить давление масла на входе в подшипники агрегатов с подачей от 1250 до 3600 м3/ч включительно – не менее 0,034 МПа, а с подачей более 3600 м3/ч – не менее 0,039 МПа.

Размещение маслобака – внутри здания (под крышей) магистральной насосной.

В случае если высота здания магистральной насосной меньше требуемой высоты расположения маслобака допускается его установка на крыше здания или на специальных опорных стойках рядом со зданием магистральной насосной с выполнением мероприятий по теплоизоляции и обогреву маслобака исходя из климатических условий размещения НПС. При этом должен быть предусмотрен контроль температуры масла в маслобаке, визуальная и звуковая сигнализация в операторной, МДП при достижении значений температуры масла равной или ниже 25ºС (если заводом-изготовителем МНА не предусмотрено другое значение).

  • Для обеспечения АВР должна быть предусмотрена обвязка маслонасосов с отдельным приемом из каждого маслобака и совмещенным напорным коллектором.
  • На обвязке маслонасосов должны применяться виброизолирующие рукава.
  • Температура масла на входе в подшипники в соответствии с величиной, установленной заводом-изготовителем МНА, должна обеспечиваться работой аппаратов воздушного охлаждения.
  • Должно быть предусмотрено последовательное отключение всех МНА по минимальному аварийному уровню масла в аккумулирующем (аварийном) баке. Уставка минимального аварийного уровня и алгоритм работы данной защиты должен определяться согласно РД-35.240.50-КТН-109-13.
  • При отключении энергоснабжения маслосистема должна обеспечивать маслоснабжение агрегата с требуемыми параметрами до его полной остановки.
  • Требования к индивидуальной маслосистеме должны определяться исходя из условия обеспечения требуемых параметров маслоснабжения подшипников МНА и технических решений по компоновке оборудования в насосном зале МНС. Электроприводы маслонасосов должны быть выполнены со степенью защиты оболочки IP 68 ГОСТ 14254 и запитаны по особой группе I категории от двух независимых источников с дополнительным питанием от источника бесперебойного питания. Источник бесперебойного питания должен обеспечить нормальную работу электродвигателя маслонасоса в течение времени необходимого для выбега ротора насоса, но не менее 5 минут.

8.10           Требования к подпорным насосным агрегатам

  • На НПС с РП для подачи перекачиваемой нефти к магистральным насосам, которые не располагают необходимым кавитационным запасом, должна быть предусмотрена установка ПНА.

Подпорные насосные должны быть оборудованы вертикальными или горизонтальными насосами. Применение горизонтальных ПНА обусловлено различными типами грунтов на площадке НПС (ММГ, высокие грунтовые воды и т.п.) при невозможности установить вертикальные подпорные насосные агрегаты.

Вертикальные ПНА устанавливаются на открытой бетонной площадке с отбортовкой для ограничения розлива нефти.

Горизонтальные ПНА устанавливаются на открытой бетонной площадке, под навесом (проветриваемое укрытие) с отбортовкой для ограничения розлива нефти или в помещении.

Установка насосов в заглубленном помещении не допускается.

  • При проектировании должен быть выполнен расчет допустимой разницы отметок оси насоса и днища резервуара, обеспечивающей бескавитационную работу с учетом потерь в технологических трубопроводах.
  • Вертикальные подпорные насосные агрегаты должны соответствовать требованиям ОТТ-23.080.00-КТН-136-09, горизонтальные подпорные насосные агрегаты – требованиям ОТТ-23.080.00-КТН-050-10. Требования ОТТ-23.080.00-КТН-136-09 и
    ОТТ-23.080.00-КТН-050-10 могут дополняться и уточняться специальными техническими требованиями и основными техническими решениями, утвержденными ОАО «АК «Транснефть» для конкретных нефтепроводов.
  • При проектировании новых НПС минимальное количество работающих ПНА должно быть равно двум. При определении количества ПНА на реконструируемых ПНС (НПС) должна учитываться технологическая схема работы насосных агрегатов с учетом особенности перекачки, сдачи нефти, периодичности работы ПНА, подтвержденная расчетом, а также необходимость наличия резервных насосов.
  • На каждую группу ПНА до четырех работающих агрегатов необходимо предусматривать установку двух резервных ПНА (один в «горячем» резерве, второй в «холодном резерве»). На реконструируемых НПС при наличии резервуаров ЖБР допускается использование резервного ПНА для размыва донных отложений.
  • Расчет требуемой мощности электродвигателя ПНА должен выполняться для всего рабочего диапазона подач по характеристике насоса.
  • На НПС группа ПНА должна оснащаться однотипными ПНА. При оснащении ПНА ЧРП предусматривать их установку на каждый ПНА. Смазка подшипниковых опор – консистентная или картерная (жидкостная). Допускается смазка нижней и промежуточной подшипниковых опор насоса перекачиваемой жидкостью.
  • Технологическая обвязка подпорных насосных агрегатов должна проектироваться для обеспечения параллельной работы насосов, а также применения их для зачистки резервуаров, внутрипарковой перекачки и откачки нефти из резервуаров аварийного сброса нефти.
  • При наличии двух и более всасывающих коллекторов односортной нефти к подпорной насосной, всасывающие коллекторы должны быть объединены в единую систему, при этом каждый подпорный насос по входу должен иметь одно подключение к системе всасывающих трубопроводов.
  • Для очистки перекачиваемой нефти от механических примесей и посторонних предметов на приеме ПНА должны устанавливаться фильтры-решетки соответствующие ОТТ-75.180.00-КТН-179-10.
  • Необходимость выполнения электрообогрева и тепловой изоляции фильтров-решеток и надземных трубопроводов обвязки определяется в зависимости от температуры застывания перекачиваемой нефти и температуры окружающего воздуха рассматриваемого региона.
  • При проектировании должен быть выполнен расчет напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов и нагрузок (сил и моментов) на патрубки ПНА и оборудования в соответствии с расчетами на прочность нефтепровода по РД-24.040.00-КТН-062-14.

Для районов с сейсмичностью свыше 6 баллов в расчете должны учитываться дополнительные нагрузки, возникающие при сейсмическом воздействии.

Выбранная схема обвязки должна удовлетворять условиям прочности, долговечности и работоспособности ПНА и оборудования. В случае невыполнения любого из условий подключение ПНА к технологическим трубопроводам должно осуществляться с помощью трубных компенсаторов и/или с использованием разгружающих опор.

При этом выбранная схема обвязки ПНА должна иметь минимально возможную длину трубной вставки (катушки) к патрубку насоса и обеспечивать усилия и моменты на патрубке насоса в соответствии с требованиями ОТТ-23.080.00-КТН-050-10,
ОТТ-23.080.00-КТН-136-09. Длина трубной вставки (катушки) должна составлять не менее 250 мм.

  • В проектной документации должны быть предусмотрены параметры уклонов подпорных насосных агрегатов с обозначением на рабочих чертежах параметров вертикальности не более 0,2 мм/м, для этого должна быть предусмотрена горизонтальность верхней части фундаментов насосов не менее 1,0 мм/м с выполнением площадок под установочные (монтажные) прокладки.
  • В проектной документации должна быть предусмотрена наружная изоляция корпуса стакана подпорных вертикальных насосных агрегатов на основе жидких термореактивных материалов и порошковых красок согласно ОТТ-25.220.01-КТН-113-14, уплотнение входного трубопровода в соединении с фундаментом для исключения попадания грунтовых вод между фундаментом и стаканом.
  • Площадки обслуживания подпорных насосных агрегатов должны быть разборными.
  • Для выполнения мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту подпорных насосных агрегатов должна быть предусмотрена бетонная площадка с подъездной дорогой для самоходного грузоподъемного механизма.
  • Конструкция ПНА должна обеспечивать возможность оснащения их оборудованием автоматизации в объеме, установленном требованиями
    РД-35.240.50-КТН-109-13.

8.11           Требования к защите по давлению технологических трубопроводов и оборудования

  • Для защиты по давлению технологических трубопроводов РП на НПС должна предусматриваться установка узлов с предохранительными устройствами.
  • Первый узел должен устанавливаться на приёмных технологических трубопроводах РП с точкой подключения непосредственно за ФГГ. Второй узел – между подпорной насосной и магистральной насосной станцией, а при наличии СИКН (БИК) между ПНС и МНС – между МНС и СИКН (БИК). При этом в случае наличия СИКН между ПНС и МНС сброс от второго узла должен осуществляться в отдельные емкости учтенной нефти с откачкой в технологический трубопровод на выходе СИКН. Число предохранительных устройств: для первого узла, должно рассчитываться на максимальную расчетную пропускную способность нефтепровода, а для второго узла – на 70 % от максимальной расчетной пропускной способности нефтепровода. На каждом узле следует предусматривать один резервный клапан, дополнительный резервный клапан должен храниться на складе.

При увеличении допустимого рабочего давления технологического трубопровода допускается исключение второго узла с предохранительными устройствами на участке от обратных затворов на выходе подпорных насосов до МНС.

На стадии проектирования «проект» и «рабочая документация» необходимо уточнять требуемую производительность сброса от СППК №2, объем сброса и требования по номинальному давлению трубопровода от ПНС до МНС по результатам расчетов нестационарных процессов, моделирующих внезапное отключение МНС при отсутствии энергоснабжения.

В качестве предохранительных устройств для первого и второго узлов с предохранительными устройствами должны применяться предохранительные пружинные клапаны.

Производительность сброса от предохранительных устройств в резервуары аварийного сброса должна определяться с учетом давления срабатывания предохранительных устройств.

Расчет требуемого количества предохранительных клапанов, устанавливаемых на НПС с РП, на первом и втором узлах следует выполнять в соответствии с требованиями
РД-23.060.40-КТН-336-09.

  • Давление начала открытия предохранительных устройств, установленных на первом узле должно быть равно 0,55 МПа. При наличии СИКН это значение составляет 0,7 МПа. При этом максимальное рабочее давление в трубопроводе РП должно быть не более 1,0 МПа при допустимом рабочем давлении технологических трубопроводов резервуарного парка не менее 1,6 МПа.
  • Давление закрытия предохранительного клапана должно быть выше рабочего давления на входе НПС.
  • Первый узел с предохранительными устройствами должен быть оснащен автоматически открывающейся задвижкой, установленной параллельно узлу с предохранительными устройствами для защиты по давлению технологических трубопроводов РП. Время открытия автоматической задвижки должно быть не более времени закрытия запорной арматуры РП. Давление настройки данной задвижки должно приниматься на 0,05 МПа больше значения давления начала открытия предохранительных клапанов. Ее открытие должно автоматически прекращаться по истечении 3 с после снижения давления на входе в РП до значения давления начала открытия предохранительных клапанов. Автоматическое закрытие задвижки должно производиться по истечении 3 с после снижения давления на входе в РП на 0,1 МПа ниже давления начала открытия предохранительных клапанов.
  • Для дополнительной защиты ЛЧ и приемных трубопроводов НПС с РП от превышения давления (согласно п. 8.5.2), допускается установка до узла подключения станции (на входе НПС с РП, до секущих задвижек НПС) автоматически открывающегося шарового крана со сбросом нефти в резервуары аварийного сброса.

Установка шарового крана должна выполняться только при наличии обоснования применения данного вида защиты НПС с РП. Обоснование должно включать сравнение вариантов защиты конечного участка МН.

В случае, если технологический участок МТ оснащен или оснащается в соответствии с проектом, системой автоматизации, реализующей функцию автоматической остановки технологического участка МТ при срабатывании защиты «Работа общестанционной защиты на НПС с РП, требующей остановки технологического участка», расчет нестационарных процессов с целью проверки необходимости установки шарового крана должен выполняться с учетом работы автоматических защит данной системы.

Автоматически открывающийся шаровой кран не устанавливается при наличии на НПС с РП предохранительного устройства, подключенного до узла подключения станции или ФГУ.

Номинальный диаметр автоматического шарового крана должен соответствовать номинальному диаметру магистрального нефтепровода. Допускается при наличии расчетного обоснования (расчета гидравлических потерь в линии сброса и расчета нестационарных процессов в аварийной ситуации) уменьшение номинального диаметра (относительно диаметра МН) автоматического шарового крана и трубопровода сброса.

Расчет диаметра трубопровода сброса от шарового крана до точки подключения к сбросному трубопроводу от клапанов предохранительных должен приниматься на основании гидравлического расчета с учетом следующих требований:

– гидравлические потери от шарового крана до резервуара аварийного сброса, с учетом разницы геодезических отметок начала и конца трубопровода, а также с учетом взлива нефти в резервуаре, не должны превышать максимальное рабочее давление в трубопроводе резервуарного парка (1,0 МПа);

– скорость движения нефти в трубопроводе сброса от автоматического шарового крана не должна превышать значений, регламентированных п.8.4.4.

Время открытия автоматического шарового крана должно приниматься не более половины времени закрытия запорной арматуры, установленной от узла подключения НПС  до предохранительных клапанов первого узла. Для шаровых кранов с уменьшенным номинальным диаметром (относительно диаметра МН) время открытия определяется расчетом нестационарных процессов.

Давление настройки (начала открытия) автоматического шарового крана должно приниматься на 0,05 МПа выше максимального рабочего давления в трубопроводе резервуарного парка (1,0 МПа). Его открытие должно автоматически прекращаться по истечении 3 с после снижения давления на входе НПС с РП до значения давления начала открытия предохранительных клапанов первого узла. Автоматическое закрытие шарового крана должно производиться по истечении 3 с после снижения давления на входе НПС с РП на 0,1 МПа ниже давления начала открытия предохранительных клапанов первого узла.

  • Предохранительные клапаны должны предусматривать их работу при наличии противодавления в линии сброса, величина которого определяется гидравлическим сопротивлением и разностью высот верхней отметки сбросного трубопровода и трубопровода клапанов. При подключении трубопровода аварийного сброса в нижний пояс сбросного резервуара, противодавление в линии сброса определяется гидравлическим сопротивлением и разностью высот максимального уровня взлива нефти в резервуаре и трубопровода клапанов. В этом случае установочное давление предохранительных клапанов должно уменьшаться на величину противодавления при максимальном взливе.

Для проведения ремонта на каждом узле должна предусматриваться установка одного резервного клапана с установочным давлением срабатывания соответствующего узла.

Запорная арматура на резервных клапанах должна находиться в закрытом положении.

  • При проектировании следует определять:

а)    рабочее давление на входе НПС Рвх (для узла №1);

б)   общее количество клапанов на каждом узле в зависимости от расчетной пропускной способности нефтепровода и типа предохранительных клапанов;

в)   количество клапанов в каждой группе;

г)    давление настройки и количество клапанов.

Значение допустимого рабочего давления в технологических трубопроводах НПС при нестационарном режиме принимается на 10 % выше допустимого рабочего давления трубопровода НПС при стационарном режиме перекачки. При реконструкции  существующих НПС необходимо учитывать возможность работы действующего технологического оборудования при повышении давления на 10 % выше допустимого для трубопроводов, подтвержденную производителем.

  • Предохранительные клапаны должны иметь коэффициент расхода
    не менее 0,6.
  • До и после каждого предохранительного клапана следует устанавливать отключающие клиновые задвижки или шаровые краны с ручным управлением. Запорная арматура рабочих клапанов должна быть опломбирована в открытом положении.
  • Для обеспечения ремонта и техобслуживания предохранительных клапанов необходимо предусматривать установку шаровых кранов (для выпуска воздуха) между предохранительным клапаном и запорной арматурой на выходе. На выходе узла для выпуска воздуха необходимо установить заглушку.
  • Для обеспечения ремонта и техобслуживания предохранительных клапанов необходимо предусматривать установку шаровых кранов (для дренажа нефти) между предохранительным клапаном и запорной арматурой на входе без подключения к закрытой дренажной системе.
  • Технологические узлы с предохранительными устройствами должны размещаться на бетонной площадке.
  • При поддержании давления на входе НПС с РП с помощью регуляторов давления для исключения самотечных участков по трассе нефтепровода, должен предусматриваться узел с предохранительными устройствами №3 до узла регулирования давления, необходимость которого должна подтверждаться расчетами переходных процессов при моделировании несанкционированного перекрытия узла РД. Давление настройки данных предохранительных клапанов должно приниматься на 0,2 МПа выше максимального рабочего давления, возникающего при регулировании с помощью узла РД.
  • Емкость резервуаров аварийного сброса должна обеспечивать прием нефти из расчета максимального поступления нефти на НПС за 1 час. В случае, если технологический участок МТ оснащен или оснащается одновременно с проектированием резервуаров аварийного сброса, системой автоматизации, реализующей функцию автоматической остановки технологического участка МТ при срабатывании защиты «Работа общестанционной защиты на НПС с РП, требующей остановки технологического участка», допускается уменьшение объема резервуарного сброса, исходя из условия обеспечения 20 минутного сброса нефти в аварийные резервуары, времени закрытия секущей задвижки на узле подключения НПС и особенностей профиля трассы МТ.

Количество резервуаров должно быть не менее двух и рассчитываться исходя из обеспечения приема указанного объема нефти в случае вывода одного резервуара в ремонт.

  • 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.
  • В случае подключения сбросного трубопровода через крышу резервуара (для действующих НПС) линия откачки должна быть оборудована электроприводной задвижкой, которая в процессе эксплуатации должна находиться в закрытом положении. При этом коренные задвижки аварийных резервуаров должны быть открыты.

Установка понтонов в резервуарах, предназначенных для аварийного сброса нефти, запрещается.

  • Необходимость выполнения электрообогрева и тепловой изоляции для надземных трубопроводов обвязки узлов с предохранительными устройствами определяется в зависимости от температуры застывания перекачиваемой нефти и температуры окружающего воздуха рассматриваемого региона.

8.12           Требования по обеспечению очистки перекачиваемой нефти/нефтепродуктов

  • Требования по обеспечению очистки перекачиваемой нефти
  • Для очистки перекачиваемой нефти от механических примесей и посторонних предметов на входе НПС должен предусматриваться узел фильтрации, состоящий из фильтров-грязеуловителей горизонтального исполнения. Необходимость установки ФГГ на ПСП при сдаче нефти потребителю определяется на стадии проектирования. Для заполнения опорожненных горизонтальных фильтров-грязеуловителей используется шаровой кран, который должен устанавливаться на дренажной линии горизонтальных ФГГ. Указанный шаровой кран должен быть рассчитан на номинальное давление фильтров-грязеуловителей. Заполнение горизонтальных фильтров-грязеуловителей после их опорожнения производится путем закрытия шарового крана на дренажной линии горизонтальных ФГГ и открытия секущих задвижек на входящих и выходящих трубопроводах заполняемого и работающих фильтров-грязеуловителей.

Диаметр отверстий фильтрующего элемента фильтров-грязеуловителей в зависимости от требований к магистральным и подпорным насосным агрегатам составляет 4 мм, 8 мм,
12 мм.

8.12.1.2   Для очистки перекачиваемой нефти от механических примесей и посторонних предметов на приеме ПНА должны устанавливаться фильтры-решетки соответствующие ОТТ-75.180.00-КТН-179-10.

8.12.1.3    На линиях подачи нефти к причальным сооружениям должна быть предусмотрена установка фильтров-решеток с фланцевым соединением.

8.12.1.4 Необходимость выполнения электрообогрева и тепловой изоляции для фильтров-грязеуловителей и надземных трубопроводов обвязки фильтров-грязеуловителей определяется в зависимости от температуры застывания перекачиваемой нефти и температуры окружающего воздуха рассматриваемого региона.

8.12.1.5 В случае транспортировки нефти с отрицательной температурой фильтры-грязеуловители и надземные трубопроводы обвязки фильтров-грязеуловителей должны предусматриваться в тепловой изоляции с электрообогревом и должны предусматриваться следующие мероприятия для исключения шуги (включений льда в нефти) без извлечения фильтрующего элемента из корпуса ФГГ:

  • мощность электроподогрева должна обеспечивать разогрев нефти в ФГГ до температуры 5°С за период не менее 8 ч.;
  • должен быть обеспечен 100 % резерв ФГГ.

Резервный ФГГ должен находиться в заполненном состоянии, выкидная задвижка – в открытом положении.

Фильтры-грязеуловители должны быть оснащены быстросъемными затворами. Дренажный трубопровод от ФГУ необходимо предусматривать в ближайшую емкость для сбора утечек и дренажа с обеспечением уклона в сторону емкости для сбора утечек и дренажа не менее 0,002.

8.12.1.6 Для отбора давления между входным и выходным коллекторами фильтров-грязеуловителей необходимо предусматривать трубопровод DN 100, который должен прокладываться подземно. Клиновые задвижки или шаровые краны DN 100 на этом трубопроводе должны устанавливаться подземно в герметичном колодце. Оборудование КИП и А должно быть установлено в шкафу надземного размещения.

8.12.1.7 На НПС с РП для обеспечения надежной работы подпорных насосов необходимо предусматривать на входе насоса установку ФГУ.

8.12.1.8 При проектировании должен быть выполнен расчет напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов и нагрузок (сил и моментов) на патрубки ФГУ.

Расчетные усилия и моменты на патрубки ФГУ не должны превышать допускаемых в соответствии с требованиями ОТТ-75.180.00-КТН-179-10.

8.12.2 Требования по обеспечению очистки перекачиваемых нефтепродуктов

8.12.2.1 Для очистки перекачиваемых нефтепродуктов от механических примесей и посторонних предметов на приеме ПНА должны устанавливаться фильтры-решетки соответствующие  ОТТ-75.180.00-КТН-179-10.

8.12.2.2    При проектировании перекачивающих станций с РП, осуществляющих перекачку топлива для реактивных двигателей или авиационных бензинов, необходимо предусматривать установку следующих узлов ФГУ:

  • стационарный ФГУ грубой очистки (постоянная работа в течение года) на приемном трубопроводе от МТ в резервуарный парк, обеспечивающий тонкость фильтрации 200 мкм;
  • стационарный двухступенчатый ФГУ (постоянная работа в течение года) на приемном трубопроводе от МТ в резервуарный парк после ФГУ грубой очистки (с тонкостью фильтрации 200 мкм), обеспечивающий тонкость фильтрации: на 1-й ступени от 100 мкм до 80 мкм, на 2-й ступени от 20 мкм до 5 мкм;
  • на перекачивающей станции, после которых осуществляется отгрузка топлива конечному потребителю также должен быть установлен узел подключения к мобильным двухступенчатым ФГУ, обеспечивающим тонкость фильтрации от 80 мкм до 5 мкм, в составе технологических трубопроводов перекачивающей станции с РП на выходе насосов внутрипарковой перекачки, для осуществления циркуляционной фильтрации топлива по схеме «резервуар – узел фильтрации – резервуар» в период и после проведения очистных и диагностических работ на линейной части МТ.

8.12.2.3 При проектировании перекачивающих станций с РП, на которых или после которых осуществляется отгрузка автобензинов и дизельного топлива конечному потребителю, необходимо предусматривать установку следующих узлов ФГУ:

  • стационарный ФГУ грубой очистки (постоянная работа в течение года) на приемном трубопроводе от МТ в резервуарный парк, обеспечивающий тонкость фильтрации 200 мкм;
  • узел подключения к мобильным двухступенчатым ФГУ на приемном трубопроводе от МТ в резервуарный парк после ФГУ грубой очистки (с тонкостью фильтрации 200 мм), обеспечивающим тонкость фильтрации: от 80 мкм до 5 мкм в период проведения очистных и диагностических работ на линейной части МТ;
  • узел подключения к мобильным двухступенчатым ФГУ, обеспечивающим тонкость фильтрации от 80 мкм до 5 мкм, в составе технологических трубопроводов перекачивающей станции с РП на выходе насосов внутрипарковой перекачки, для осуществления циркуляционной фильтрации топлива по схеме «резервуар – узел фильтрации – резервуар» в период и после проведения очистных и диагностических работ на линейной части МТ.

8.12.2.4 При проектировании ответвлений, по которым осуществляется отгрузка топлива для реактивных двигателей, авиационных бензинов, автобензинов и дизельного топлива конечному потребителю, в начале и конце ответвления необходимо предусматривать установку узлов подключения к мобильным трехступенчатым ФГУ для фильтрации топлива в период проведения очистных и диагностических работ на линейной части МТ, обеспечивающий тонкость фильтрации: на 1-й ступени 200 мкм, на 2-й ступени от 100 мкм до 80 мкм, на 3-й ступени от 20 мкм до 5 мкм.

8.12.2.5 Для стационарных и мобильных ФГУ должно быть предусмотрено количество резервных линий фильтрации равное количеству основных линий (100%-ое резервирование) за исключением мобильных установок, устанавливаемых на линии циркуляции после насосов внутрипарковой перекачки.

8.12.2.6 Проектирование узлов подключения к мобильным ФГУ, устанавливаемым в составе технологических трубопроводов перекачивающей станции с РП, для осуществления циркуляционной фильтрации топлива по схеме «резервуар – узел фильтрации – резервуар» необходимо производить с учетом следующих положений:

  • циркуляционная фильтрация топлива может осуществляться насосами, предназначенными для внутрипарковой перекачки либо насосами в составе мобильных ФГУ;
  • насосное оборудование для осуществления циркуляционной фильтрации должно быть выбрано с учетом максимальных допустимых потерь напора в мобильных ФГУ;
  • при использовании для циркуляционной фильтрации насосов, предназначенных для внутрипарковой перекачки, должна быть определена необходимость оснащения данных насосов ЧРП или регулятором расхода, с учетом необходимости их работы как через ФГУ, так и минуя его;
  • производительность фильтрации мобильных ФГУ должна соответствовать производительности насосных агрегатов, предназначенных для циркуляционной фильтрации.

8.12.2.7 Пропускная способность ФГУ, устанавливаемых на приемном трубопроводе от МТ в РП перекачивающей станции должна быть не менее проектной пропускной способности МТ.

8.12.2.8 Пропускная способность мобильных ФГУ и узлов подключения к ним, устанавливаемых в начале и в конце ответвлений от линейной части МТ, осуществляющих сброс нефтепродукта конечным потребителям, должна быть не менее проектной пропускной способности ответвлений.

8.12.2.9 Гидравлические расчеты МТ при установке узлов фильтрации тонкой очистки на входе перекачивающей станции либо на путевых отводах, должны проводиться в соответствии с РД-75.180.00-КТН-198-09 с учетом максимальных допустимых потерь напора в ФГУ.

8.12.2.10  В составе узлов тонкой фильтрации авиатоплив, устанавливаемых на входе в РП после сливных насосных железнодорожных эстакад, не предусматривать резервные фильтры, учитывая проведение операций по замене фильтрующих элементов в период между подачей составов на сливную эстакаду.

8.13           Требования к регулированию давления

  • Для поддержания давления на входе и выходе НПС возможны следующие способы регулирования давления:
  • регулирование давления дросселированием потока;
  • регулирование давления путем изменения частоты вращения насоса с применением гидромуфты;
  • регулирование давления путем изменения частоты вращения насосного агрегата с применением ЧРП.

На стационарных режимах транспортировки нефти дросселирование потока на выходе НПС не допускается.

  • Для поддержания заданных величин давлений (минимального на входе и максимального на выходе МТ) дросселирование потока на выходе НПС допускается в следующих случаях:
  • в переходных процессах, связанных с пуском, отключением МНА по НПС;
  • на режимах заполнения линейной части МТ;
  • при проведении операций по пропуску СОД;
  • при поверке счетчиков СИКН;
  • при отключении лупингов линейной части МТ;
  • на период проведения работ на линейной части МТ требующих снижения давления (устранение дефектов, монтажа и ликвидации вантузов);
  • при наличии в трубопроводе партии нефти с реологическими свойствами, резко отличающимися от расчетных свойств перекачиваемой нефти;
  • при внеплановом изменении режимов транспортировки нефти, продолжительностью на срок не более 168 часов.

Регулирование давления на НПС с изменением частоты вращения насоса путем применения гидромуфты применяется в следующих случаях:

  • если регулирование частоты вращения ниже номинальной производится только в случае переходных процессов (при переходе с режима на режим, отключение, включение насосных агрегатов на НПС нефтепровода и др.);
  • нефтепровод с номинальным давлением на выходе НПС до 7,5 МПа.

Регулирование давления на НПС путем применения ЧРП применяется в следующих случаях:

  • если требуется регулирование по максимальному давлению на входе НПС в соответствии с несущей способностью линейной части.
  • если регулирование частоты вращения насосного агрегата требуется в стационарных режимах перекачки, например при изменении качества нефти (вязкости) в процессе перекачки, либо при переменной подаче, что может быть связано с осуществлением сброса/подкачки нефти. Установка ЧРП должна подтверждаться технико-экономическими показателями.

Способ регулирования давления (с применением ЧРП, либо гидромуфты) указывается в задании на проектирование.

Время хода регулирующего элемента регулятора (скорость перемещения) для систем автоматического регулирования давления на выходе МНС должно выбираться в зависимости от диаметра трубопровода.

Таблица 8.3 – Зависимость скорости перемещения регулирующего элемента регулятора от диаметра трубопровода

№ п/п Магистральный трубопровод,

DN

Время полного хода затвора* Скорость перемещения затвора (абсолютное значение), [% / с]
Минимальное

допустимое, [с]

Максимальное допустимое, [с]
1 2 3 4 5
Для затворов дисковых поворотных
1 500 и менее 8 40 от 2,50 до 12,5
2 600 8 32 от 3,16 до 12,5
3 700 8 33 от 3,05 до 12,5
4 800 8 25 от 3,99 до 12,5
5 1000 8 32 от 3,16 до 12,5
6 1200 8 22 от 4,53 до 12,5
Для регулирующих кранов, клапанов и других типов арматуры
7 500 и менее 8 67 от 1,49 до 12,5
8 600 8 53 от 1,89 до 12,5
9 700 8 55 от 1,82 до 12,5
10 800 8 42 от 2,38 до 12,5
11 1000 8 53 от 1,89 до 12,5
12 1200 8 37 от 2,70 до 12,5
* – время перемещения затвора регулятора с максимально скоростью из одного крайнего положение зоны регулирования в другое или в диапазоне от 0 до 100% при отсутствии со стороны производителя арматуры требований об ограничении диапазона регулирования

Время перемещения исполнительного механизма из одного крайнего положения в другое (0 – 100 % открытия) для остальных систем автоматического регулирования должно находиться в диапазоне от 8 до 100 с, в зависимости от диаметра нефтепровода:

  • для нефтепровода DN 1200 в диапазоне 8 – 100 секунд;
  • для нефтепровода DN 1000 в диапазоне 12 – 100 секунд;
  • для нефтепровода DN 800 и менее в диапазоне 20 – 100 секунд.

Для узлов РД на входе НПС с РП время перемещения исполнительного механизма из одного крайнего положения в другое (0 – 100 % открытия) должно проверяться расчетом нестационарных процессов и находиться в пределах вышеуказанного диапазона.

ЧРП, гидромуфта и МНА (ПНА) в целом должны обеспечивать скорость изменения частоты вращения вала насоса в диапазоне:

  • при номинальной частоте вращения 3000 об/мин от 100 до 150 об/мин за секунду, в том числе на холостом ходу;
  • при номинальной частоте вращения 1500 об/мин от 50 до 75 об/мин за секунду, в том числе на холостом ходу.

Диапазон изменения частоты вращения вала насоса при регулировании с помощью ЧРП или гидромуфты: от 50% до 100%.

  • Регуляторы давления должны соответствовать требованиям ОТТ-75.180.00-КТН-177-10. Автоматизация узла регулирования давления должна быть выполнена в соответствии с РД-35.240.50-КТН-109-13.

Схема узла регулирования должна предусматривать прямые участки до и после регулирующих устройств длиной не менее 5 DN  регулирующей арматуры. Присоединение к трубопроводу должно быть фланцевое, материал ответных фланцев должен обеспечивать приварку к трубопроводам.

Перепад давления на узле регулирования давления при двух полностью открытых регулирующих устройствах не должен превышать 0.02 МПа, для всех проектных режимов работы МТ. В составе узла регулирования давления состоящего из двух и более параллельных регулирующих линий должна предусматриваться однотипная регулирующая арматура, с одинаковыми DN, PN, пропускной способностью (Kv±10%).

Перепад давления при полностью открытом положении регуляторов, устанавливаемых после СИКН на входе в РП, должен приниматься не менее 0,02 МПа. При определении режимов работы регулятора максимальный перепад давления должен определяться как разница между требуемым давлением до УРД и минимально возможным давлением после УРД с учетом разницы геодезических отметок днища резервуаров и регуляторов давления, потерь напора от УРД до РП с учетом минимального уровня взлива нефти в ближайшем от СИКН резервуаре.

Для систем автоматического регулирования давления на выходе МНС должны выполняться следующие требования:

  • схема узла регулирования должна состоять из двух параллельных регулирующих линий;
  • пропускная способность узла регулирования давления, должна равняться расчетной пропускной способности МТ с учетом возможности вывода одного из регуляторов в ремонт. При выводе одного из регуляторов в ремонт скорость потока в регулирующей линии до и после узла РД не должна превышать 7м/с, максимально допустимая скорость потока в регуляторе определяется заводом изготовителем;
  • преимущественно должны применяться регулирующие дисковые затворы, другие типы регулирующей арматуры применяются при наличии расчетного обоснования (гидравлических расчетов режимов работы регулятора);
  • в составе узла РД должна применяться регулирующая арматура. Не допускается применение запорно-регулирующей арматуры.

Для систем регулирования давления «до себя» на входе в РП или на ЛЧ МТ должны выполняться следующие требования:

  • количество регулирующих линий определяется гидравлическим расчетом при проектировании, резервная линия в составе узла не предусматривается (если иное не оговорено в задании на проектирование);
  • в составе узла предусматривается байпасная линия с DN обеспечивающим пропускную способности МТ, на период ремонта узла РД;
  • при расчетном коэффициенте кавитации Kcs³0,7 регулирующей арматуры параметры узла регулирования рассчитываются для двух вариантов: одноступенчатое регулирование и двухступенчатое регулирование (последовательное соединение). Выбор одного из вариантов должен определяться на основе технико-экономического сравнения по критерию минимальных затрат с учетом стоимости регулятора, а также издержек на СМР, ПНР, МТР (определяются по объектам аналогам);
  • в составе узла РД необходимо применять запорно-регулирующую арматуру.
    • Коллектор магистральной насосной станции от входа первого насоса до узла регулирования должен быть рассчитан на давление 7,5 МПа.
    • Регуляторы давления должны размещаться надземно на открытой бетонной площадке без укрытия.
    • Дренажная линия от регуляторов давления должна подключаться к ближайшей дренажной емкости с обеспечением уклона в сторону дренажной емкости не менее 0,002.
    • Высота регуляторов давления от уровня бетонной площадки до оси трубопровода должны быть не более 1,5 м независимо от диаметра трубопровода.
    • При использовании в качестве регулирования давления гидромуфты или частотно-регулируемого привода коллектор магистральной насосной станции от входа первого насоса до выхода из магистральной насосной станции должен быть рассчитан на давление 7,5 МПа.
    • При использовании регулирования давления на входе и выходе магистральной насосной станции с помощью ЧРП или гидромуфты предусматривать их установку на каждый МНА.
    • Если на двух смежных НПС с РП не предусмотрена схема работы «из насоса в насос», то на первой по ходу НПС допускается не устанавливать систему регулирования давления.
    • Применение запорной арматуры (задвижки) для регулирования давления (расхода) методом дросселирования потока не допускается.
    • При проектировании должен быть выполнен расчет напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов и нагрузок (сил и моментов) на патрубки регулятора давления.

8.14           Требования к ССВД

  • Применение ССВД должно обосновываться расчётами нестационарных процессов.
  • ССВД должна обеспечивать снижение воздействия на МТ волны давления, возникающей при переходных процессах (остановка НПС, отключение насосного агрегата
    и т.д.). ССВД должна обеспечивать сброс части потока нефти из приемной линии МТ в резервуары-сборники, снижая величину и скорость роста давления до величины, не превышающей несущей способности трубопровода на технологическом участке.
  • Технические характеристики ССВД должны определяться на основании расчетов переходных процессов.
  • Давление настройки гидропневмоаккумуляторов должно устанавливаться в диапазоне от 0,4 МПа до 3,0 МПа и определяться в проектной документации.
  • Скорость роста давления на входе НПС при работе ССВД должна регулироваться в диапазоне от 0,01 МПа/с до 0,06 МПа/с.
  • Скорость роста давления на входе НПС при работе ССВД определяется как средняя скорость роста давления за время работы ССВД.
  • Точность настройки скорости роста давления ± 0,01 МПа/с.
  • Клапаны ССВД должны срабатывать при скачке давления в трубопроводе в диапазоне от 0,1 до 0,4 МПа над давлением настройки гидропневмоаккумуляторов при скорости роста давления, превышающей величину, установленную настройкой.
  • Число резервных клапанов должно определяться из условия: до четырех рабочих – один резервный.
  • ССВД должна устанавливаться на байпасном трубопроводе приёмной линии НПС после ФГГ. До исполнительных органов (клапанов) ССВД должна предусматриваться установка задвижек с электроприводом, отключающих каждый клапан ССВД. Диаметр байпасного трубопровода должен выбираться так, чтобы площадь сечения его была не менее половины площади сечения приемной линии.
  • После исполнительных органов (клапанов) ССВД должна предусматриваться установка сигнализаторов наличия потока нефти и задвижек с ручным управлением. Задвижки должны быть опломбированы в открытом положении. Датчики потока должны быть накладными.
  • Объём резервуаров-сборников для сброса нефти от блока ССВД должен быть не менее:

а) для НПС на нефтепроводе менее DN 700 – 150 м3;

б) для НПС на нефтепроводе DN 700 и DN 800 – 200 м3;

в) для НПС на нефтепроводе DN 1000 – 400 м3;

г) для НПС на нефтепроводе DN 1200 – 500 м3.

Объем емкостей для аварийного сброса уточняется по результатам расчетов переходных процессов. Объем емкостей должен обеспечивать прием нефти в объеме двух последовательных сбросов (с учетом выведения одной емкости в ремонт).

  • Сброс нефти при срабатывании ССВД должен осуществляется по отдельным трубопроводам в резервуары-сборники. В качестве емкости для аварийного сброса нефти должны использоваться подземные горизонтальные стальные резервуары единичной емкостью 100 и 50 м3, количество которых определяется в зависимости от диаметра трубопровода в соответствии с 8.14.12. Минимальное количество резервуаров – два.
  • Трубопровод сброса нефти в резервуары-сборники должен обеспечивать равномерное заполнение каждого резервуара (при сбросе в два резервуара). Обвязка резервуаров-сборников должна иметь уравнительную систему с противоположной стороны емкости относительно линии сброса.

8.15           Требования к системе дренажа, сбора утечек и резервуарам-сборникам

  • Система дренажа должна быть предназначена для освобождения технологического оборудования от нефти. Освобождение технологического оборудования от нефти производится путем открытия дренажных задвижек. Система сбора утечек должна быть предназначена для отвода утечек нефти из оборудования. Сбор утечек и дренаж технологического оборудования должен осуществляться по отдельным трубопроводам в подземные горизонтальные дренажные емкости (резервуары-сборники).
  • Объем резервуаров-сборников при магистральной насосной (для НПС с РП и промежуточных НПС, не оборудованных системой ССВД) 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 м3).

В резервуарах-сборниках в зависимости от характеристики нефти (проектная вязкость, температура застывания) и температуры окружающей среды могут предусматриваться подогреватели, тип подогревателей определяется техническим заданием на проектирование.

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

Насосные агрегаты откачки нефти из емкостей аварийного сброса и емкостей сбора утечек нефти и дренажа НПС должны быть полупогружными по
ОТТ-23.080.00-КТН-171-13.

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

Для промежуточных НПС без РП при наличии ССВД подача насосов откачки нефти из резервуаров аварийного сброса принимается исходя из времени опорожнения резервуаров не более 3 часов.

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 без РП должен выбираться с учетом величины проходящего давления при остановленной НПС, для НПС с РП – исходя из допустимого давления в технологических трубопроводах РП.

Установка насосного агрегата откачки нефти должна производиться непосредственно на патрубок емкости сбора утечек нефти и дренажа. Допускается установка насосных агрегатов для откачки нефти из емкостей аварийного сброса непосредственно на патрубок емкости в случае, если требуемое количество емкостей не превышает две штуки, в противном случае установку насосов откачки следует выполнять на отдельной площадке в стакане.

  • Трубопроводы системы дренажа и системы сбора утечек должны прокладываться отдельно и соединяться в конце общего дренажного коллектора, после его подключения ко всем резервуарам-сборникам.

Подключение трубопроводов вспомогательных систем к магистральным насосным агрегатам и горизонтальным подпорным насосным агрегатам следует предусматривать через виброгасящие рукава.

Трубопроводы дренажа и сбора утечек из насосных агрегатов должны оборудоваться узлом пропарки.

Трубопроводы дренажной системы должны использоваться для заполнения и опрессовки магистральных насосов и ФГУ.

В начальных точках трубопроводов дренажа, отвода утечек и отвода масла от МНА должны быть предусмотрены узлы для продувки трубопроводов, обустроенные штуцером с арматурой и заглушкой.

  • На НПС с РП должны быть предусмотрены следующие диаметры дренажных трубопроводов:

а) общий дренажный коллектор у резервуаров-сборников – DN 200;

б) от ФГУ до общего дренажного коллектора – DN 150;

в) от входных и напорных трубопроводов магистральных насосов до дренажного коллектора магистральных насосов – DN 50;

г) от дренажного коллектора магистральных насосов до общего дренажа
коллектора – DN 150;

д) от регуляторов давления до дренажного коллектора регуляторов давления – DN 50;

е) от регуляторов давления до дренажного коллектора узла регулирования
давления – DN 50;

ж) от дренажного коллектора узла регулирования давления до коллектора, идущего от ФГУ к общему дренажному коллектору – DN 150;

и) от подпорной насосной до коллектора, идущего от ФГУ к общему дренажному коллектору – DN 100.

  • На НПС без РП должны быть предусмотрены следующие диаметры дренажных трубопроводов:

а) общий дренажный коллектор у резервуаров-сборников – DN 200;

б) от ФГУ до общего дренажного коллектора – DN 150;

в) от входных и напорных трубопроводов магистральных насосов до дренажного коллектора магистральных насосов – DN 50;

г) от дренажного коллектора магистральных насосов до общего дренажа
коллектора – DN 150;

д) от узла регулирования давления до дренажного коллектора регуляторов
давления – DN 50;

е) от дренажного коллектора узла регулирования давления до коллектора, идущего от ФГУ к общему дренажному коллектору – DN 100;

ж) от ССВД до дренажного коллектора ССВД – DN 50;

и) от дренажного коллектора ССВД до коллектора, идущего от ФГУ к
резервуарам – DN 100.

  • Трубопроводы сбора утечек вне зданий должны прокладываться в теплоизоляции или теплоизоляции с электрообогревом (в зависимости от характеристики нефти: проектная вязкость, температура застывания и температуры окружающей среды).
  • По всей протяженности трубопроводов дренажа и сбора утечек должен быть обеспечен постоянный уклон в сторону дренажной емкости (резервуара) не менее 0,002 и исключены местные провисы для обеспечения полного освобождения трубопроводов и оборудования от нефти.
  • Требования к резервуарам-сборникам

8.15.9.1 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).

Резервуар горизонтальный стальной для аварийного сброса нефти и нефтепродуктов предназначен для сброса нефти и нефтепродуктов от систем сглаживания волн давления.

Материалы и конструкция резервуаров-сборников должны соответствовать климатическим условиям района их установки.

Резервуары-сборники должны соответствовать требованиям
ОТТ-23.020.01-КТН-216-10.

8.15.9.2 Резервуары-сборники должны устанавливаться подземно на бетонное основание.

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

8.15.9.4 Резервуары-сборники должны быть заземлены и иметь внутреннее и наружное антикоррозионное покрытие, соответствующее требованиям раздела 10 настоящего документа.

8.15.9.5 На каждом резервуаре-сборнике должно быть предусмотрено следующее оборудование:

а) клапан дыхательный со встроенным огнепреградителем;

б) замерный люк;

в) люк-лаз;

г) патрубок для установки насоса;

д) сигнализатор уровня;

е) измеритель уровня;

ж) патрубок для возможного подключения передвижного насосного агрегата.

Резервуары-сборники при необходимости (в зависимости от условий эксплуатации и назначения) должны быть оснащены внутренним подогревателем.

8.15.9.6 Подключение трубопроводов к резервуару должно быть безфланцевое.

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

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

8.15.9.9 Резервуар-сборник должен быть оборудован искробезопасной лестницей (алюминиевой или омедненной) для доступа внутрь резервуара.

8.16           Требования к запорной арматуре и затворам обратным

  • Трубопроводная арматура (запорная арматура, обратные клапаны) должна соответствовать общим техническим требованиям, утвержденным ОАО «АК «Транснефть» для каждого вида арматуры.
  • При проектировании НПС в зонах с интенсивностью сейсмического воздействия свыше 6 баллов по MSK-64 [13], вся трубопроводная арматура должна применяться в сейсмостойком исполнении.
  • Соединение трубопроводной арматуры с основными технологическими и вспомогательными трубопроводами должно быть сварным.
  • Соединение трубопроводной арматуры с надземными трубопроводами вспомогательных систем и оборудованием допускается выполнять фланцевым с применением прокладок из терморасширенного графита.
  • Трубопроводная арматура, устанавливаемая на подземных трубопроводах, должна устанавливаться без сооружения колодцев.

Запорная арматура на подземных трубопроводах должна размещаться в приямках с его засыпкой легковыемным материалом (щебень, ПГС, гравий керамзитовый). Уровень засыпки должен быть не менее чем на 100 мм ниже фланца корпуса основного разъема арматуры. Сальниковые узлы должны находиться выше уровня засыпки не менее чем на 100 мм.

  • Установка запорной арматуры и затворов обратных должна обеспечивать доступ для обслуживания фланцевых соединений и сальниковых устройств.

Добавить комментарий

ГРУППА ВК

Уважаемые коллеги, давайте создадим нормальное сообщество, для решения вопросов и обмена инфой.