— Все документы — Отраслевые и ведомственные нормативно-методические документы — Проектирование и строительство объектов нефтяной и газовой промышленности — ВНТП 2-86 НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

ВНТП 2-86 НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

ВНТП 2-86 НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
(МИННЕФТЕПРОМ)

НОРМЫ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

(ВНТП 2-86)

Москва 1987

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
(Миннефтепром)

НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

(ВНТП 2-86)

Утверждены приказом

Миннефтепрома от

17 декабря 1986 г. № 780

Согласовано Госстроем СССР

письмо Госстроя СССР от

12 декабря 1985 г.

№ АД-637-20/7

Москва 1986

Разработали: Гипротрубопровод и ВНИИОЭНГ

Внесены: Главным управлением проектирования и капитального строительства (ГУКС) и Главным управлением по транспортированию и поставкам нефти (Главтранснефть)

Подготовлены

к утверждению: ГУКС и Главтранснефть Миннефтепрома

Согласовано:      Госстроем СССР

Министерство нефтяной промышленности

(Миннефтепром)

Ведомственные нормы
технологического проектирования магистральных нефтепроводов

ВНТП 2-86

Миннефтепром

Взамен
ВСН 17-77

Настоящие нормы технологического проектирования устанавливает требования к проектированию магистральных нефтепроводов. Нормы являются обязательными при проектировании новых, расширении и реконструкции действующих магистральных нефтепроводов.

К магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы протяженностью свыше 50км диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортирования товарной нефти из районов добычи или хранения до мест потребления (нефтеперерабатывающих заводов, перевалочных нефтебаз, пунктов налива и др.).

Нормы содержат указания, регламентирующие разработку технологических решений при проектировании магистральных нефтепроводов, имеют целью внедрение передовой технологиина базе реализации достижений науки, техники и передового отечественного и зарубежного опыта.

Внесены Главным управлением проектирования и капитального строительства и Главным управлением по транспортированию и поставкам нефти Миннефтепрома

Утверждены приказом Министерства нефтяной промышленности СССР
от 17 декабря 1986 г. № 780

Срок введения

в действие

с 1-го июля

1987 г.

Предусмотренные Нормами требования направлены на повышение надежности, экономичности и безопасности эксплуатации, а также обеспечение устойчивой работы проектируемых магистральных нефтепроводов при рекомендуемых Нормами параметрах.

При проектировании расширения или реконструкции действующих объектов магистральных нефтепроводов требования настоящих норм распространяются только на расширяемую или реконструируемую часть.

Настоящие Нормы не распространяются на проектирование нефтепроводов специального назначения (промысловых, сборных, полевых и т.п.), нефтепроводов, прокладываемых в морских акваториях, и не учитывают дополнительных требований при строительстве в районах с сейсмичностью свыше 8 баллов для нефтепроводов, укладываемых подземно и 6 баллов для нефтепроводов, укладываемых надземно, нефтепроводов, прокладываемых в зонах с вечномерзлыми грунтами, а также нефтепроводов давлением свыше 10 Мпа (100кг/см2).

В Нормах не учтены специфические особенности проектирования нефтепроводов для газонасыщенных нефтей, нефтепроводов с попутным подогревом ("горячих" трубопроводов).

Проектирование магистральных нефтепроводов должно выполняться в полном соответствии с настоящими Нормами, а также с действующими ГОСТами, СНиПами, отраслевыми руководящими документами, правилами и техническими условиями на проектирование и на эксплуатацию, стандартами и инструкциями по безопасности труда и охране окружающей среды, санитарными правилами организации технологических процессов и гигиеническими требованиями к производственному оборудованию, с учетом требований по обращению с сернистыми нефтями и другими руководящими документами.

Проектирование магистральных нефтепроводов должно выполняться с максимальным внедрением новых технических решений в области строительства и эксплуатации, обеспечивающих повышение заводской готовности для строительства, сокращение расхода металла, материалов и энергетических и трудовых затрат при строительстве, а также сокращение применения ручных работ и улучшение условий охраны труда.

В технических решениях, как правило, должны применяться:

блочное исполнение оборудования;

установка оборудования па открытых площадках;

автоматизация и телемеханизация технологических процессов;

кооперирование основных и вспомогательных систем и средств обслуживания;

использование изобретений и научно-исследовательских работ в области технологии транспортирования, оборудования, строительства и эксплуатации.

При проектировании должны быть использованы типовые проекты отдельных объектов и узлов, входящих в состав магистральных нефтепроводов, а также имеющиеся экономичные ращения для повторного применения.

В проектах следует предусматривать наибольшую технически оправданную блокировку зданий и максимальное использованиеихплощадей и объемов с учетом категорий производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности и размещения на территории по зонам.

Отступления от настоящих Норм допускаются, если они:

обуславливают возможность получения нового, более совершенного проектного решения, дающего более высокие технико-экономические показатели при равных или лучших условиях надежности сооружения;

вызваны особами условиями: реконструкция сооружения с использованием наличного оборудования, возможности поставки труб, оборудования и др.

Отступление от Норм допускается только в исключительных случаях, при условии согласования отступления с заинтересованными организациями и выполнения соответствующих обоснований, которые подлежат утверждению совместно с проектной документации.

Проектирование магистральных нефтепроводов должно выполнятьсяна основания утвержденных схем развития и размещения, заданий на проектирование, как правило, вдве стадии, с использованием средств автоматизированного проектирования.

1. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ

Основные технологические параметры магистральных
нефтепроводов

1.1. К основным параметрам магистрального нефтепровода относятся: производительность, диаметр, протяженность, число нефтеперекачивающих станций и рабочее давление на них.

1.2. Заданиена проектирование, составленное в соответствии с требованиями СНиП 1.02.01-85, должно также содержать:

наименование начального и конечного пунктов магистрального трубопровода;

Производительность нефтепровода в млн. тонн в год при полном развитии с указанием роста загрузки по этапам;

перечень нефтей (или их смесей), подлежащих перекачке по нефтепроводу, с указанием количества каждого сорта, характеристики нефтей (или их смесей), включая температуру застывания, вязкость для условия перекачки, упругость паров и плотность;

перечень пунктов сброса нефтей с указанием объемов сбросов по годам (по этапам) и по сортам, а также по величине максимального расхода;

условия поставки, приема;

рекомендации по организации управления нефтепроводами;

необходимость обратной перекачки.

1.3. Для обеспечения заданной производительности должно предусматриваться строительство одной нитки магистрального нефтепровода с развитием его пропускной способности по очередям за счет увеличения числа станций. В отдельных случаях допускается сооружение лупингов или вставок приих технико-экономическом обосновании. Допускается проектирование магистрального нефтепровода с учетом последующей укладки 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 и более;

упругость паров нефти, поступающей в резервуарные парки, при заданной производительности за счет тепловыделений в нефтепроводе превышает 67 кПа (500 мм рт. ст).

1.4. При выборе параметров магистральных нефтепроводов следует руководствоваться данными, приведенными в таблице 1.

Таблица 1

Параметры магистральных нефтепроводов

Производительность,

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

23-50

1020

5,3-5,9

54-60

41-78

1220

5,1-5,5

52-56

1.5. Суточная расчетная производительность нефтепровода определяется делением заданной годовой производительности на расчетное число рабочих дней, принимаемых по табл. 3.

1.6. Основные параметры нефтепровода определяются исходя из обеспечения пропускной способности нефтепровода при расчетных значениях плотности и вязкости (п.1.7). Пропускная способность нефтепровода определяется умножением суточной производительности на коэффициент Кп, учитывающий возможность перераспределения потоков в процессе его эксплуатации, принимаемый по табл. 2.

Таблица 2

Участок нефтепровода

Кп

Трубопроводы, идущие параллельно с другими нефтепроводами и образующие систему

1,05

Однониточные нефтепроводы, подающие нефть от пунктов добычи к системе трубопроводов

1,10

Однониточные нефтепроводы, по которым нефть от системы нефтепроводов подается к нефтеперерабатывающему заводу, а также однониточные нефтепроводы, соединяющие системы

1,07

1.7. Расчетная вязкость и расчетная плотность нефти должны приниматься по минимальной температуре нефти с учетом тепловыделения в нефтепроводе, обусловленного трением потока и теплоотдачи тепла в грунт, при минимальной температуре грунта на глубине оси трубопровода.

1.8. При последовательной перекачке нефтей число циклов должно определятьсяна основании технико-экономических расчетов. Рекомендуется для предварительных расчетов принимать от 52 до 72 циклов в год.

1.9. Последовательную перекачку нефтей следует предусматривать прямым контактом или с применением разделителей в зависимости от образующегося объема смеси.

Фонды времени и режим работы

1.10. Режим работы магистральных нефтепроводов непрерывный, круглосуточный.

1.11. Расчетное число рабочих дней нефтепровода, принимаемых при проектировании с учетом затрат времени на техническое обслуживание, капитальный ремонт и ликвидацию повреждений, а также на откачку нефти из емкостей и их заполнение, определяется по табл.3, не менее:

Таблица 3.

Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов

Протяженность нефтепровода, км

Диаметр нефтепровода, мм

до 820 включительно

свыше 820

до 250

357

355

свыше 250 до 500

356

355

353

351

свыше 500 до 700

354

352

351

349

свыше 700

352

350

349

345

В числителе указаны цифры для нормальных условий, цифры в знаменателе применяются при прохождении нефтепроводов в сложных условиях (заболоченные и горные участки) -не менее 30% от протяженности трассы нефтепровода.

1.12. Расчетное число рабочих дней для нефтепроводов, находящихся в эксплуатации, определяется по нормативам расчета производительности действующих магистральных нефтепроводов.

2. ЛИНЕЙНАЯ ЧАСТЬ

2.1. В состав линейной части магистральных нефтепроводов входят сооружения в соответствии с СНиП 2.05.06-85, а также устройства приема и пуска (пропуска) скребков и блокировочные трубопроводы.

2.2. Линейная часть в отношения выбора трасс, переходов через естественные и искусственные препятствия, устройства защитных сооружений, расчетов нефтепроводов на прочность и устойчивость (в том числе определения толщин стенок труб), противоэрозионных и противооползневых мероприятий, защиты от коррозии, материалов и изделий должна проектироваться в соответствии со СНиП 2.05.06-85.

2.3. Толщину стенок трубопроводов следует определять в соответствии с расчетной эпюрой давления с учетом категории участка.

Расчетная эпюра давления должна определяться по эксплуатационным участкам нефтепровода между соседними станциями с емкостью. Эпюра давления должна строиться из условия подачи нефти от каждой промежуточной НПС на НПС с емкостью последующего эксплуатационного участка при максимальном рабочем давлении, соответствующем максимальной суточной производительности.

2.4. Определение категорий участков нефтепроводов производится по СНиП 2.05.06-85.

Для уменьшения расхода металла, особенно для нефтепроводов диаметром 1020 и 1220 мм, рекомендуется применять высокопрочные трубы - предел прочности не ниже 588 Мпа (60 кг/мм2).

2.5. Запорную арматуру следует устанавливать через 15-20 км. Установку запорной арматуры следует предусматривать по рельефу местности таким образом, чтобы розлив нефти в случае возможной аварии нефтепровода был минимальным. Установка должна быть бесколодезной.

Для удобства испытаний и повторных испытаний нефтепроводов расстановку запорной арматуры следует, как правило, производить на границах смены толщин стенок участков нефтепроводов большой протяженности.

2.6. Запорная арматура на трассе нефтепроводов должна иметь привод и приборы системы управления, обеспечивающие возможность местного и дистанционного управления.

2.7. На магистральном нефтепроводе с обеих сторон запорной арматуры должна быть предусмотрена установка манометров.

2.8. При проектировании перехода нефтепровода, трасса которого проходит параллельно существующему нефтепроводу, допускается (вместо сооружения резервной нитки на нем) предусматривать использование для проектируемого нефтепровода резервной нитки существующего нефтепровода, при условии, что диаметр и допустимое рабочее давление на ней не меньшечем для проектируемого нефтепровода.

2.9. На магистральных нефтепроводах должны предусматриваться устройства приема и пуска скребка для очистки трубопровода в период эксплуатации, которые следует использовать также для приема и пуска разделителей при последовательной перекачке и средств диагностики.

Устройства приема и пуска скребка нефтепроводов размещаются на расстоянии друг от друга до 300кми, как правило, совмещаются о НПС. Устройства приема и пуска скребка должны предусматриваться также на лупингах и резервных нитках протяженностью более 3 км и на отводах протяженностью более 5 км.

2.10. Схемы устройств приема и пуска скребка в зависимости отих расположения на нефтепроводе должны обеспечивать различные варианты технологических операций: пропуск, прием и пуск, только пуск или только прием скребка.

Схемы устройств должны предусматривать возможность осуществления перекачки нефти по нефтепроводу без остановки НПС - в процессе очистки нефтепровода.

2.11. В состав устройств приема и пуска входят:

1) камеры приема и запуска очистных устройств;

2) трубопроводы, арматура и соединительные детали;

3) емкость для дренажа нефтииз камер приема и пуска;

4) механизмы для извлечения, перемещения и запасовки очистных устройств;

5) сигнализаторы прохождения очистных устройств;

6) приборы контроля давления.

2.12. При значительном перепаде высот на магистральных нефтепроводах должны предусматриваться станции защиты для предотвращения повышения давления в трубопроводе выше рабочего и станции дросселирования на обратных склонах для предотвращения потока с неполным сечением.

2.13. Для технического обслуживания, а также аварийно-восстановительного ремонта сооружений линейной части нефтепроводов, контроля за соблюдением правил их охраны и производства работ в охранной зоне предусматриваются аварийно-восстановительные пункты (АВП), располагаемые при НПС нефтепроводов.

Один АВП обслуживает в обычных условиях и пустынях участок трассы нефтепровода протяженностью 200 - 250 км, а в районах с участками трассы, проходящими по болотам или рисовым полям, - 80 - 100 км.

При отсутствии проездов по трассе техническое обслуживание и наблюдение за магистральным нефтепроводом и сооружениями на трассе должно предусматриваться с помощью воздушного транспорта или высокопроходимой техники.

2.14. В местах установки линейной запорной арматуры и на каждой НПС следует предусматривать вертолетные площадки.

2.15. Для размещения аварийно-восстановительных бригад должны быть предусмотрены пункты обогрева (жилой дом, с надворными постройками), располагаемые на трассе с интервалом 30-40 км вблизи задвижек. Постоянное проживание обслуживающего персонала в пунктах обогрева не предусматривается.

2.16. На сложных участках трассы для контроля за состоянием нефтепровода могут предусматриваться усадьбы линейных ремонтеров (жилой дом с надворными постройками), которые должны располагаться в районе установки линейных задвижек, как правило, вблизи населенных пунктов. Участок обслуживания одного ремонтера устанавливается в пределах 15-20 км в зависимости от доступности трассы, обусловленной рельефом местности, расположением дорог, заболоченностью, наличием естественных и искусственных препятствий. Участок обслуживания не зависит от числа параллельных ниток трубопроводов.

2.17. В местах переходов магистральными нефтепроводами крупных судоходных рек и водохранилищ должны предусматриваться оснащенные плавсредствами пункты наблюдения за зоной перехода водной преграды. Пункт наблюдения имеет жилой дом с хозяйственными постройками, аналогично усадьбе линейного ремонтера.

2.18. Для участков магистральных нефтепроводов, проложенных через болота, объем аварийного запаса труб должен составлять 0,3% от их протяженности, для остальных участков - 0,1% от их протяженности. Складирование аварийного запаса труб следует предусматривать на площадках НПС, пунктов обогрева, усадеб линейных ремонтеров или пунктов наблюдения.

2.19. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения нефтепроводов устанавливается охранная зона в соответствии с правилами охраны магистральных трубопроводов.

Проектирование линейной части нефтепровода, а также закрепление трассы трубопровода на местности опознавательными знаками, должно выполняться в соответствии с этими правилами.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ


Возврат к списку
(Нет голосов)

Комментарии (0)


Чтобы оставить комментарий вам необходимо авторизоваться
Самые популярные документы
Новости
Все новости