- необходимость обратной перекачки.
5.1.4 Для обеспечения заданной производительности магистрального нефтепровода должно предусматриваться развитие его по очередям за счет увеличения числа насосных станций. В отдельных случаях допускается сооружение лупингов или вставок при их технико-экономическом обосновании. Допускается проектирование магистрального нефтепровода с последующим строительством второй нитки в следующих случаях:
- заданная производительность не обеспечивается одной ниткой;
- увеличение производительности нефтепровода до пределов, указанных в задании на проектирование, намечается в сроки, превышающие 8 лет;
- упругость паров нефти, поступающей в резервуарные парки, при заданной производительности за счет тепловыделения в нефтепроводе превышает 66,5 кПа (500 мм рт. ст.).
5.1.5 Диаметр и толщины стенок труб магистрального нефтепровода должны определяться на основании технико-экономических расчетов. Для предварительных расчетов при выборе параметров магистральных нефтепроводов следует руководствоваться данными, приведенными в таблице 5.1.
Таблица 5.1
Производительность нефтепровода, млн. т/год | Диаметр (наружный), мм | Рабочее давление | |
МПа | кгс/см2 | ||
0,7-1,2 | 219 | 8,8-9,8 | 90-100 |
1,1-1,8 | 273 | 7,4-8,3 | 75-85 |
1,6-2,4 | 325 | 6,6-7,4 | 67-75 |
2,2-3,4 | 377 | 5,4-6,4 | 55-65 |
3,2-4,4 | 426 | 5,4-6,4 | 55-65 |
4-9 | 530 | 5,3-6,1 | 54-62 |
7-13 | 630 | 5,1-5,5 | 52-56 |
11-19 | 720 | 5,6-6,1 | 58-62 |
15-27 | 820 | 5,5-5,9 | 56-60 |
23-55 | 1020 | 5,3-5,9 | 54-60 |
41-90 | 1220 | 5,1-5,5 | 52-56 |
5.1.6 Основные параметры нефтепровода определяются, исходя из обеспечения производительности нефтепровода при расчетных значениях плотности и вязкости перекачиваемой нефти. Производительность нефтепровода определяется с учетом коэффициента неравномерности перекачки. Величину коэффициента неравномерности перекачки следует принимать для:
- трубопроводов, идущих параллельно с другими нефтепроводами и образующими систему -1,05;
- однониточных нефтепроводов, подающих нефть от пунктов добычи к системе трубопроводов - 1,10;
- однониточных нефтепроводов, по которым нефть от системы нефтепроводов подается к нефтеперерабатывающему заводу, а также однониточных нефтепроводов, соединяющих систему - 1,07.
Суточная пропускная способность нефтепровода определяется, исходя из характеристик устанавливаемого оборудования, несущей способности трубопровода, закладываемого в проекте максимального режима перекачки с учётом действующих ограничений (часы максимума и т.п.).
5.1.7 Расчетные вязкость и плотность нефти должны приниматься при минимальной температуре нефти с учетом тепловыделения в нефтепроводе, обусловленного трением потока и теплоотдачи в грунт, при минимальной температуре грунта на глубине оси трубопровода.
5.1.8 При последовательной перекачке нефти разного сорта число циклов (количество изменений сорта нефти) должно определяться на основании технико-экономических расчетов. Для предварительных расчетов принимается от 52 до 72 циклов в год.
5.1.9 Последовательную перекачку нефти разного сорта следует предусматривать прямым контактом или с применением разделителей в зависимости от допустимого объема образующейся смеси.
5.1.10 Объем смеси, образующейся в трубопроводе при последовательной перекачке нефти разного сорта, определяется расчетом.
5.1.11 При последовательной перекачке на НПС с емкостью и на наливных станциях магистральных нефтепроводов должны предусматриваться приборы для контроля состава нефти.
5.1.12 Режим последовательной перекачки следует предусматривать при обязательном отключении резервных ниток трубопровода. На трубопроводах, предназначенных для последовательной перекачки нефти разного сорта, сооружение лупингов не допускается.
5.2 Фонды времени и режим работы
5.2.1 Режим работы магистральных нефтепроводов непрерывный, круглосуточный.
5.2.2 Расчетное время работы магистральных нефтепроводов с учетом остановки на регламентные работы и ремонт принимается равным 8400 часов или 350 дней в году.
6 Линейная часть
6.1 Линейная часть магистральных нефтепроводов проектируется в соответствии со СНиП 2.05.06.
6.2 Расчетную толщину стенок трубопровода следует определять в соответствии с расчетной эпюрой давлений с учетом категории участка.
Расчетная эпюра давлений должна определяться по эксплуатационным участкам нефтепровода между соседними станциями с емкостью. При I категории электроснабжения промежуточных НПС эпюра давлений должна строиться через станцию при внеплановом ее отключении. В противном случае, из условия подачи нефти от каждой промежуточной НПС на НПС с емкостью последующего эксплуатационного участка, или на промежуточную НПС, имеющую I категорию электроснабжения. Построение эпюры давлений должно производиться с учетом этапов развития нефтепровода. При этом во всех случаях эпюра давлений должна строиться с учетом возможности отключения любой НПС.
При автоматическом перекрытии линейной части на водных переходах в случае аварийного отключения нефтепровода, производимого без предварительного отключения магистральных насосов, эпюра давлений должна быть расчетной с учетом гидроудара. При этом установка ССВД для защиты данного участка не требуется.
6.3 Определение категорий участков нефтепровода производится по СНиП 2.05.06.
6.4 Расчет трубопровода на прочность и устойчивость выполняется по разделу 8 СНиП 2.05.06.
6.5 Трубы для магистральных нефтепроводов должны применяться в соответствии с "Инструкцией по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности" и СП 34-101.
6.6 Для линейной части магистральных нефтепроводов должны применяться изоляционные материалы, гарантирующие безаварийную работу нефтепровода (по причине внешней коррозии) в течение всего срока эксплуатации.
Для этого должны применяться трубы с заводской (базовой) изоляцией, а также мастичные покрытия усиленного типа, наносимые в трассовых условиях.
Изоляционные материалы должны соответствовать ГОСТ Р 51164, ведомственным регламентирующим документам.
6.7 Запорную арматуру на трассе нефтепровода следует устанавливать в зависимости от рельефа местности и в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06.
Кроме того, необходимо предусмотреть установку запорной арматуры на подводных переходах через водные преграды шириной более 10 м по зеркалу воды в межень и глубиной более 1,5 м.
При расстановке запорной арматуры критерием является минимум приведенных затрат на сооружение, техническое обслуживание, ремонт запорной арматуры и ликвидацию разливов нефти в случае возможных аварий, включая ущерб окружающей среде.
Установка запорной арматуры должна обеспечивать доступ к фланцевым соединениям корпуса и сальниковым устройствам и соединяться с трубопроводом на сварке.
6.8 Линейная запорная арматура на трассе нефтепровода должна быть равнопроходной, иметь привод и устройства системы управления, обеспечивающие возможность ручного, местного и дистанционного управления.
С обеих сторон запорной арматуры должна быть предусмотрена установка манометров класса точности не ниже 1. За запорной арматурой по потоку нефти должна быть предусмотрена установка сигнализатора прохождения СОД.
6.9 Для многониточных подводных переходов должна быть одна общая резервная нитка на два нефтепровода одного направления при условии, что диаметр и толщина стенки трубы на резервной нитке обеспечивают перекачку при максимальной заданной производительности и рабочем давлении.
6.10 На магистральных нефтепроводах должны предусматриваться узлы пуска-приема СОД, которые следует использовать также для приема и пуска разделителей при последовательной перекачке.
Узлы пуска-приема СОД следует устанавливать на НПС с учетом максимального развития нефтепровода с расстоянием между ними не более 280 км. Узлы пуска-приема СОД должны предусматриваться также на лупингах и отводах протяженностью более 3 км и резервных нитках подводных переходов независимо от их протяженности.
6.11 Схемы узлов пуска-приема СОД в зависимости от их расположения на нефтепроводе должны обеспечивать различные варианты технологических операций: прием и пуск, только пуск или только прием СОД.
НПС, на которых не предусматривается пуск и прием СОД, должны иметь узлы пропуска СОД, обвязка которых позволяет осуществлять пропуск СОД как с остановкой, так и без остановки НПС.
6.12 В состав узла пуска-приема СОД должны входить:
- камеры приема и пуска СОД;
- трубопроводы, арматура и соединительные детали;
- емкость для дренажа нефти из камер приема и пуска;
- погружной насос откачки нефти из емкости;
- механизм для извлечения, перемещения и запасовки СОД;