Магистральные нефтепроводы. Нормы проектирования (стр. 3 )

- мощность приводов;

- требуемая мощность трансформаторов внешнего электроснабжения.

6.1.2 Основные показатели магистрального нефтепровода по 6.1.1 должны определяться, исходя из обеспечения расчетной пропускной способности. Оптимальные значения показателей должны определяться на основании технико-экономических расчетов по заданному критерию (минимум капитальных вложений в строительство нефтепровода, срок окупаемости, приведенные затраты и т. п.) при рассмотрении нескольких вариантов.

6.2 Состав расчетов

6.2.1 При проектировании должны быть выполнены технологические расчеты для определения следующих характеристик магистрального нефтепровода:

- определение границ технологических участков и требуемой вместимости резервуарных парков на их границах;

- расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода с определением требуемого рабочего давления на выходе НПС;

- построение эпюры рабочих давлений для определения раскладки труб на технологическом участке нефтепровода для всех возможных режимов перекачки нефти, с учетом этапности развития нефтепровода;

- построение эпюры несущей способности труб по всей длине нефтепровода;

- определение максимальных давлений в линейной части при переходных процессах с максимальной пропускной способностью при минимальных вязкости и плотности принятых по максимальной расчетной температуре нефти;

- построение эпюры испытательных давлений;

- построение на сжатом профиле сводного графика расчетных давлений при стационарных режимах перекачки, включающего возможные режимы перекачки и эпюру допустимых рабочих давлений представляемых в единицах столба нефти при плотности, принятой при максимальной расчетной температуре нефти;

- построение на сжатом профиле сводного графика расчетных давлений при переходных процессах, включающего эпюры максимальных давлений при переходных процессах и эпюру допустимых давлений при переходных процессах представляемых в единицах столба нефти при плотности, принятой при максимальной расчетной температуре нефти;

- расстановка узлов приема, пуска и пропуска СОД по трассе нефтепровода.

6.3 Исходные данные для гидравлических расчетов

6.3.1 В качестве исходных данных при выполнении расчетов используются:

- координаты начального, конечного пунктов нефтепровода, ответвлений к промежуточным пунктам приема и сдачи нефти;

- сжатый профиль и план трассы нефтепровода;

- заданная годовая пропускная способность нефтепровода по участкам нефтепровода и по этапам развития;

- расчетная вязкость и плотность нефти по участкам нефтепровода при расчетной температуре нефти помесячно;

- технические характеристики основного технологического оборудования (трубы, насосы, резервуары, запорная арматура, регулирующая арматура и т. д.) допустимого к применению.

6.4 Определение длины нефтепровода

6.4.1 Длина нефтепровода должна определяться по профилю трассы. Вариант прохождения трассы нефтепровода должен определяться с учетом следующих основных данных: начального и конечного пунктов трассы, протяженности трассы, особенностей рельефа, инженерно-геологических и гидрологических условий, особо охраняемых природных территорий, норм проектирования, наличия на территории прохождения трассы памятников и др.

Трассы магистральных нефтепроводов должны прокладываться из условия снижения капитальных затрат на строительство, а также эксплуатационных затрат. При определении величины капитальных затрат на строительство и эксплуатационных затрат необходимо учитывать общую протяженность трассы с учетом рельефа, стоимость труб, стоимость всех работ по сооружению трубопровода (сварка, рытье траншей и т. д.) количество НПС, долю участков надземной прокладки и прокладки с выполнением защитных мероприятий, участков прокладки в горных условиях, на болотах III категории, количество переходов через естественные и искусственные препятствия, отчисления на амортизацию, текущий ремонт, расходы на электроэнергию, удаленность от дорог общего пользования источников внешнего электроснабжения, удаленность от населенных пунктов постоянного проживания.

На основании выбранного варианта трассы должны составляться сжатые профили трассы и план трассы.

6.5 Определение границ и протяженности технологических участков, количества и вместимости резервуарных парков

6.5.1 Резервуарные парки должны проектироваться в соответствии с указаниями 6.5.2. При необходимости проектируются дополнительные парки так, чтобы длина технологического участка не превышала:

- 600 км при регулировании давления на входе и выходе НПС методом дросселирования с применением регулирующей заслонки;

- 1200 км при регулировании давления изменением числа оборотов насосов с применением частотно-регулируемых электроприводов.

6.5.2 Суммарный полезный объем резервуарных парков нефтепровода распределяется следующим образом.

Головная нефтеперекачивающая станция магистрального нефтепровода должна располагать емкостью в размере от двухсуточной до трехсуточной производительности нефтепровода.

На НПС с емкостью, расположенных на границе эксплуатационных участков, а также в месте перераспределения потока нефти между нефтепроводами должна предусматриваться резервуарная емкость в размере 0,3-0,5 суточной производительности нефтепроводов. При выполнении приемосдаточных операций на НПС резервуарная емкость должна быть в пределах 1,0-1,5 суточной производительности нефтепровода.

6.5.3 При нескольких параллельных нефтепроводах суммарный полезный размер резервуарной емкости должен определяться от суммы суточных производительностей каждого нефтепровода.

6.5.4 При последовательной перекачке нефтей объем резервуарных парков каждой НПС с емкостью и конечного пункта должен определяться с учетом количества циклов смены сортов перекачиваемой нефти в году.

6.5.5 Полезная емкость (объем) резервуарных парков для расчета емкости при новом проектировании определяется по таблице 6.1 с учетом коэффициента полезной емкости, который равен отношению полезного объема резервуара к строительному номиналу.

Полезный объем резервуара определяется по нормативным верхним и нижним уровням, рассчитываемым по времени, необходимому для выполнения оперативных действий.

6.5.6 Замеры количества поступающей нефти должны осуществляться с применением СИКН.

Таблица 6.1

Тип резервуара	Коэффициент использования емкости
Вертикальный стальной 5-10 тыс. м3 без понтона	0,9
Вертикальный стальной 5-20 тыс. м3 с понтоном	0,8
Вертикальный стальной 30-50 тыс. м3 с понтоном	0,85
Вертикальный стальной 50 тыс. м3 с плавающей крышей	0,8

6.6 Нефтеперекачивающие станции

При проектировании нефтеперекачивающих станций следует руководствоваться требованиями РД-91.020-КТН-335-06 и приведенными ниже требованиями.

6.6.1 Нефтеперекачивающие станции магистрального нефтепровода делятся на НПС с резервуарным парком и промежуточные (без РП).

6.6.2 При размещении НПС проектируемого нефтепровода на одной площадке с НПС действующего нефтепровода в КПП СОД следует предусматривать соединительные трубопроводы (блокировочные трубопроводы относящиеся к линейной части МН) между нефтепроводами. При этом на подводящем трубопроводе требуется установка дополнительных задвижек обеспечивающих подключение одной из НПС к двум и более нефтепроводам.

6.6.3 Количество НПС, число рабочих МНА, напор каждого агрегата определяются гидравлическим расчетом. На каждую группу до трех рабочих МНА предусматривается 1 резервный агрегат.

Для перекачки нефтей по магистральным нефтепроводам может использоваться последовательная, параллельная и параллельно-последовательная схемы включения насосов МН.

Если при отключении одного магистрального насоса при последовательной схеме включения происходит остановка потока, необходимо применять параллельную схему включения насосов.

6.6.4 Проект должен предусматривать сменные роторы для магистральных насосов для каждого этапа развития.

6.6.5 Для поддержания заданных величин давлений (минимального на входе и максимального на выходе НПС) предусматривается система регулирования давления:

- дросселированием потока для НПС с номинальным давлением 6,3 МПа;

- изменением частоты вращения электропривода для НПС с номинальным давлением 10,0 МПа.

Скорость закрытия регулятора давления установленного на выходе МНС определяется расчетом переходного процесса вызванного отключение НПС расположенной как выше, так и ниже по потоку нефти и должна выбираться из диапазона времени закрытия регулятора давления от 8 до 40 сек.

Скорость изменения частоты вращения частотно-регулируемого электропривода должна обеспечивать изменение 30 оборотов в минуту за секунду при последовательной схеме включении агрегатов и 100 оборотов в минуту за секунду при параллельной схеме включения агрегатов.

На НПС с резервуарным парком система регулирования не предусматривается, если на следующей по потоку станции также имеется резервуарный парк и на обеих станциях не предусмотрена схема работы «из насоса в насос».

6.6.6 Объем резервуаров сборников для сброса нефти от ССВД должен быть не менее сброса от двух последовательных срабатываний ССВД.

6.7 Определение расчетной вязкости, плотности и температуры перекачиваемой нефти

6.7.1 При определении требуемого давления на выходе НПС для заданного диаметра нефтепровода обеспечивающих годовую пропускную способность должны использоваться годовая расчетная вязкость и плотность, полученные при расчетной температуре нефти по каждому месяцу

(6.1)

(6.2)

где ri - расчетная плотность нефти по каждому месяцу;

vi - расчетная вязкость нефти по каждому месяцу.

6.7.2 В качестве расчетной температуры нефти должна приниматься минимальная температура нефти в данной точке трубопровода, определяемая по среднемесячной температуре грунта на глубине оси трубопровода.

6.7.3 Гидравлический расчет должен выполняться в соответствии с Приложением А

6.8 Определение расчетной пропускной способности

6.8.1 Расчетная пропускная способность должна определяться по формуле:

, млн. т/г (6.3)

где qi - пропускная способность нефтепровода по каждому месяцу должна определяться для заданных значений давлений на выходе НПС (см п. 6.10.5) при расчетных значениях вязкости и плотности,

G - заданный объем перекачки для соответствующего этапа развития нефтепровода, млн. т/г (определяется в техническом задании на проектирование),

kн - коэффициент неравномерности перекачки.

6.8.2 При определении расчетной пропускной способности режим работы магистральных нефтепроводов должен приниматься непрерывным, круглосуточным. Расчетное время работы магистрального нефтепровода (фонд рабочего времени) с учетом остановок на регламентные и аварийно-восстановительные работы должно приниматься равным 8400 часов или 350 дней в году.

6.8.3 Значение коэффициента неравномерности перекачки принимается в пределах от 1,00 до 1,05, исходя из особенностей эксплуатации нефтепровода и определяется в техническом задании на проектирование. Если оно не указанно, то значение коэффициента неравномерности перекачки принимается, исходя из особенностей нефтепровода:

- для нефтепровода, идущего параллельно с другими нефтепроводами и образующими систему - 1,05;

- для однониточного нефтепровода, по которому нефть подается к нефтеперерабатывающему заводу, а также для однониточного нефтепровода, соединяющего существующие нефтепроводы - 1,07;

- для однониточного нефтепровода, подающего нефть от пунктов добычи к системе нефтепроводов - 1,10.

6.9 Расчет диаметра нефтепровода

6.9.1 Диаметр магистрального нефтепровода должен определяться на основании технико-экономического сравнения различных вариантов при различных диаметрах нефтепровода. Выбор значений диаметров должен осуществляться из условия, чтобы скорость движения нефти в магистральном нефтепроводе была не более скорости указанной в таблице 6.2. Пропускная способность получена при значении коэффициента неравномерности перекачки 1,07 и плотности нефти 0,85 т/м3. Скорость движения нефти не должна быть менее 0,31 м/сек.

Таблица 6.2

Пропускная способность нефтепровода, млн. т/год	Диаметр (наружный), мм	Скорость движения нефти, м/сек
1,7	219	2
2,6	273	2
3,7	325	2
5,1	377	2
6,5	426	2
10,1	530	2
14,3	630	2
23,2	720	2,5
30,2	820	2,5
56,2	1020	3,0
60,9	1067	3,0
92,6	1220	3,5

6.10 Построение эпюры рабочих давлений

6.10.1 Расчетная эпюра давлений для нефтепроводов с НПС с рабочим давлением до 6,4 МПа 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 эпюра давления строится 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.

На участке от НПС с резервуарным парком, ведущей перекачку на резервуарный парк, не оборудованном системой автоматического регулирования давления, эпюра рабочих давлений строится с учетом возможного повышения требуемого рабочего давления на выходе НПС на 0,3 МПа.

6.10.2 Эпюра рабочих давлений для нефтепроводов с НПС с номинальным давлением 10,0 МПа строится с учетом срабатывания предохранительных устройств на последующей НПС при давлении 3,0 МПа.

6.10.3 Эпюра рабочих давлений от последней станции технологического участка до конечного пункта строится с учетом срабатывания предохранительных клапанов в конечном пункте при давлении не менее 1 МПа.

6.10.4 Эпюра рабочих давлений для технологического участка должна быть представлена на сжатом профиле трассы нефтепровода в графической форме с указанием значений гидравлического уклона.

6.10.5 Требуемое рабочее давление на выходе НПС должно определяться по средним значениям за год вязкости и плотности и по среднегодовой пропускной способности.

6.11 Определение номинальной толщины стенки труб и эпюры несущей способности

6.11.1 На основании эпюры рабочих давлений в соответствии с пунктом 6.14.22 настоящего РД определяется номинальная толщина стенки "dн" каждой секции труб на всем протяжении технологического участка.

Отношение наружного диаметра к номинальной толщине стенки не должно превышать 100.

Номинальная толщина стенки для труб диаметром 1020 мм должна приниматься не менее 12 мм.

6.11.2 Несущая способность каждой секции должна определяться по формуле:

, (6.4)

где Dн - наружный диаметр нефтепровода;

dн - номинальная толщина стенки;

R1 - расчетное сопротивление (определяется по формуле 6.14)

n - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в нефтепроводе, учитывающий возможное увеличение внутреннего давления в переходных процессах и принимаемый по таблице 6.8;

По определенным значениям несущей способности каждой секции строится эпюра несущей способности всего технологического участка.

6.11.3 Эпюра рабочих давлений и эпюра допустимых рабочих давлений должны быть приведены на сводном графике расчетных давлений при стационарных процессах (Приложение Б).

6.11.4 В соответствии с требованиями 6.14 настоящего РД должны быть выполнены расчеты на прочность, деформативность и устойчивость конструкций магистрального нефтепровода. Результаты расчета должны подтверждать выполнение всех условий прочности, деформативности и устойчивости, указанных в 6.14. Результаты расчетов должны входить в состав проекта отдельным разделом.

6.12 Расчет переходных процессов

6.12.1 При проектировании должны выполняться расчеты переходных процессов (нестационарных режимов), на основании которых определяется необходимость установки ССВД.

На участке от промежуточной НПС до НПС с резервуарным парком с предохранительными клапанами на входе расчет переходного процесса не производится.

Расчеты выполняются для случая отключения промежуточной НПС технологического участка в соответствии с 6.10.1. Если технологическая схема НПС с емкостью предусматривает перекачку «из насоса в насос», то рассматривается также отключение этой станции при снижении рабочего давления на предыдущей НПС до безопасного уровня.

6.12.2 По результатам расчета переходных процессов и срабатывания защиты по давлению на предыдущей от отключенной НПС, в проекте должна быть построена эпюра максимальных давлений при переходных процессах, на которой должны быть указаны значения максимальных давлений в каждой точке нефтепровода, возникающие при переходных процессах.

Значения максимальных давлений в каждой секции нефтепровода, возникающие при переходных процессах, не должны превышать давление, принимаемое минимальным из двух значений:

- 88 % от испытательного давления секции на прочность (для участков I - II и III - IV категорий), 73 % от испытательного давления секции на прочность (для участков категории «В»)

- 110 % от несущей способности секции.

Эпюра максимальных давлений при переходных процессах и эпюра допустимых давлений при переходных процессах должны быть приведены на сводном графике расчетных давлений при переходных процессах (Приложение Б).

6.13 Система защит по давлению, обеспечивающая безопасную эксплуатацию нефтепровода

6.13.1 Для защиты магистрального нефтепровода от повышения давления в переходных процессах предусматриваются следующие защиты.

6.13.2 Защита, обеспечивающая:

- отключение одного насоса на МНС при превышении допустимого рабочего давления на выходе НПС на 0,2 МПа,

- отключение НПС при повышении давления в нефтепроводе до величины равной 1,09 от допустимого рабочего давления на выходе НПС, но не более чем на 0,4 МПа от допустимого рабочего давления,

- сброс через предохранительные устройства, через ССВД или их комбинации нефти из магистрального трубопровода в специальные резервуары при повышении давления в трубопроводе. Давление настройки предохранительного клапана устанавливаемого на входе НПС с резервуарным парком для защиты технологического трубопровода резервуарного парка должно быть равно 0,55 МПа. При наличии системы измерения количества нефти это значение составляет 0,7 МПа. При этом максимальное рабочее давление в технологическом трубопроводе резервуарного парка должно быть не более 1,0 МПа.

- ССВД должна срабатывать при повышении давления в нефтепроводе на величину не более 0,4 МПа от давления настройки ССВД, происходящем со скоростью выше 0,2 МПа/сек. Регулирующий клапан ССВД должен обеспечивать настройку скорости роста давления в диапазоне от 0,01 до 0,06 МПа/с. Давление в пневмоаккумуляторах должно определяться по расчету переходного процесса с учетом технической характеристики ССВД. На промежуточных насосных станциях с рабочим давлением на выходе НПС 6,3 МПа должна устанавливаться ССВД с горизонтальными подземными сбросными резервуарами. Необходимость установки ССВД должна определяться технико-экономическим расчетом.

6.13.3 В соответствии с РД-06.02-72.60.00-КТН на всех НПС должна предусматриваться двухступенчатая (отключение отдельных насосов и станции в целом) защита по максимальному давлению на выходе станции. Ступени (контуры) защиты должны быть независимы друг от друга.

На НПС с резервуарным парком для защиты коммуникаций РП и подводящего нефтепровода предусматривается защита сбросом нефти в специальные резервуары через предохранительные устройства и через электроприводную задвижку.

6.13.4 Для нефтепровода с рабочим давлением на выходе НПС 10 МПа защита должна обеспечивать срабатывание предохранительных устройств для ограничения давления на входе НПС в случае ее отключения и одновременную передачу сигнала на отключение предыдущей НПС для ограничения объема сброса через предохранительные устройства.

Передача сигнала осуществляется по каналам телемеханики или (и) по специально выделенному каналу. Для повышения надежности передачи сигнала должно предусматриваться дублирование канала связи.

6.13.5 На промежуточных НПС с рабочим давлением на выходе НПС 10,0 МПа, где предусмотрен аварийный сброс нефти от предохранительных устройств, должны быть предусмотрены не менее двух отдельно выделенных вертикальных стальных резервуаров с полезной емкостью, обеспечивающей сброс с максимальной пропускной способностью в течение 1 часа.

6.13.6 Предельное максимальное давление на выходе НПС (после узла регулирования) должно быть 1,05 допустимого рабочего давления на выходе НПС.

Аварийное максимальное давление на выходе НПС (после узла регулирования давления) должно быть 1,09 допустимого рабочего давления на выходе НПС, но не превышающее допустимое рабочее давление на выходе НПС более чем на 0,4 МПа для НПС с рабочим давлением на выходе 6,3 МПа и 0,7 МПа для НПС с рабочим давлением на выходе 10,0 МПа.

6.14 Расчет нефтепроводов на прочность и устойчивость

6.14.1 В соответствии с требованиями настоящего раздела должны быть выполнены расчеты на прочность, деформативность и устойчивость конструкций магистрального нефтепровода. Результаты расчета должны подтверждать выполнение всех условий прочности, деформативности и устойчивости, указанных в настоящем разделе. Результаты расчетов должны входить в состав проекта отдельным разделом.

Расчетные схемы нефтепроводов должны отражать действительные условия их работы.

6.14.2 Расчетные характеристики материалов. Нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб, соединительных деталей и сварных соединений и должны приниматься равными соответственно минимальным значениям временного сопротивления и предела текучести, принимаемым по государственным стандартам и техническим требованиям заказчика на трубы.

6.14.3 Расчетные сопротивления растяжению (сжатию) R1 и R2 должны определяться по формулам:

(6.5)

(6.6)

где m - коэффициент условий работы нефтепровода, принимаемый по таблице 7.1;

k1, k2 - коэффициенты надежности по материалу, принимаемые соответственно по таблицам 6.4 и 6.5;

kн - коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по таблице 6.6.

6.14.4 Основные физические характеристики стали для труб должны приниматься по таблице 6.7.

6.14.5 Значения характеристик грунтов должны приниматься по данным инженерных изысканий с учетом прогнозирования их свойств в процессе эксплуатации.

6.14.6 Нагрузки и воздействия. Расчетные нагрузки, воздействия и их сочетания должны приниматься в соответствии с требованиями СНиП 2.01.07.

При расчете нефтепроводов должны учитываться нагрузки и воздействия, возникающие при их сооружении, испытании и эксплуатации. Коэффициент надежности по нагрузке надлежит принимать по таблице 6.8.

Таблица 6.4

Характеристика труб	Коэффициент надежности по материалу k1
1	2
1. Сварные из стали контролируемой прокатки, изготовленные двухсторонней электродуговой сваркой под флюсом и подвергнутые 100% автоматическому контролю на сплошность основного металла и сварных соединений неразрушающими методами.	1,34
2. Сварные, изготовленные двухсторонней электродуговой сваркой под флюсом и подвергнутые 100% автоматическому контролю сварных соединений неразрушающими методами. Бесшовные трубы из катаной или кованой заготовки, подвергнутые 100% автоматическому контролю на сплошность металла неразрушающими методами. Бесшовные из непрерывнолитой заготовки или из слитка, подвергнутые 100% автоматическому контролю неразрушающими методами	1,40
3. Сварные, изготовленные электроконтактной сваркой токами высокой частоты, сварные соединения которых термически обработаны и подвергнуты 100% контролю неразрушающими методами.	1,47
4. Прочие бесшовные или электросварные.	1,55
Примечание - Для соединительных деталей коэффициент надежности по материалу k1 должен приниматься в соответствии с требованиями ОТТ-08.00-60.30.00-КТН

Таблица 6.5