1 ВВЕДЕНИЕ

1 Настоящие типовые проектные решения разработаны на основании технического задания  с изменением №1 на выполнение технологической работы «Разработка типового проекта промежуточной нефтеперекачивающей станции на Ру 10,0 МПа»

Данные типовые проектные решения предназначены для проектирования новых и реконструкции существующих промежуточных НПС без резервуарного парка на магистральных нефтепроводах с DN 1200, рабочим давлением до 10,0 МПа, пропускной способностью нефтепровода до 80 млн. т/год включительно.

Проектные решения разработаны для климатических характеристик районов строительства:

нормативное давление ветра                                       I – V району;

нормативный вес снегового покрова                            I – III району;

абсолютная максимальная температура                     плюс 40 ºС;

средняя температура воздуха наиболее холодной пятидневки

обеспеченностью 0,98                                                   минус 45 ºС;

перекачивающая среда                                                 нефть;

массовой долей серы                                                    до 1,8 %

(для нефтей с содержанием серы свыше 1,8 % требуется переработка системы вентиляции для обеспечения кратности воздухообмена равной 10).

Типовые проектные решения не распространяются на имеющие особенности проектирования НПС для газонасыщенных нефтей, НПС с подогревом перекачиваемой нефти (“горячих” нефтепроводов), для строительства НПС в районах с многолетне-мерзлыми грунтами и НПС проектируемых для зон строительства с сейсмичностью свыше 6 баллов.

Климатическое исполнение оборудования по ГОСТ 15150-69, устанавливаемого на НПС, при применении проекта должно соответствовать макроклиматическому району.

Данные типовые проектные решения разработаны с учетом требований Федерального Закона Российской Федерации  № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности». а также на основе действующих строительных норм и правил, государственных стандартов, норм и правил пожарной безопасности и других документов в области пожарной безопасности.

 

2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ

2.1 Технологическое оборудование

Для сбора утечек нефти от магистральных насосов и дренажа технологических трубопроводов устанавливаются 3 емкости подземные горизонтальные дренажные объемом 40 м³ каждая.

Данными типовыми проектными решениями предусматривается откачка нефти из емкостей погружными насосами, установленными на люках емкостей, в РВС-5000 и для заполнения емкостей топлива котельной.

Для  сбора утечек нефти от насосов откачки из резервуаров аварийного сброса, дренажа узла регулирования давления, дренажа надземных участков трубопроводов узла с предохранительными устройствами устанавливается  емкость подземная горизонтальная дренажная объемом 40 м³.

Площадка с емкостями сбора утечек нефти от и дренажа относится к взрывопожароопасным установкам класса В-1г по ПУЭ и по взрывопожарной и пожарной безопасности к категории помещения «АН» по СП 12.13130.2009 «Определение категорий помещений, зданий и наружных уста­новок по взрывопожарной и пожарной опасности». Категория (ГОСТ Р 51330.11) и группа (ГОСТ Р 51330.5) взрывоопасной смеси паров ЛВЖ с воздухом – IIА-ТЗ.

Согласно п. 2.1 ПБ 03-585-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» трубопроводы относятся   к III категории,  группа  – Б(б).

Емкости устанавливаются подземно на бетонное основание и оснащаются запорной арматурой внутри, дыхательными клапанами совмещенными с огнепреградителями, сигнализаторами уровней и замерными люками. Верхнее управ-ление задвижкой должно иметь конструкцию во взрывобезопасном исполнении.

Отвод газовоздушной смеси из резервуаров осуществляется через дыхательные клапаны, совмещенными с огнепреградителями.

Резервуары оснащаются клеммами для подсоединения к контуру заземления.

Для откачки нефти из емкостей для утечек и дренажа технологических трубопроводов и закачки ее в трубопровод аварийного сброса предназначены погружные насосы с производительностью Q=80 м³/ч и напором 43 м.

Сборку и сварку трубопроводов производить в соответствии с РД -25.160.00-КТН-011-10  «Сварка при строительстве и капитальном ремонте магистральных трубопроводов» приварку патрубков для приборов КиП – по ОТТ-25.160.00-КТН-068-10.

Все сварные соединения труб, включая специальные сварные соединения (захлесты, ввариваемые трубные вставки, гарантийные стыки и сварные швы угловых соединений) проходят контроль качества в соответствии с требованиями РД-19.100.00-КТН-001-10:

–  визуальный и измерительный контроль в объеме не менее 100 %;

–  радиографический контроль в объеме не менее 100 %;

–  ультразвуковой контроль в объеме не менее 100 %.

После сборки трубопроводная обвязка емкостей для аварийного сброса нефти, сбора утечек и дренажа и погружных насосов должна быть подвергнута гидравлическому испытанию:

а) напорных трубопроводов погружных насосов до присоединения к насосам и магистральному трубопроводу:

– на прочность – давлением 2,0 МПа в течение 24 часов;

– на герметичность – давлением 1,6 МПа в течение 12 часов;

б) приемные трубопроводы емкостей, а так же трубопроводная обвязка:

– на прочность – давлением 2,0 МПа в течение 24 часов;

– на герметичность – давлением 1,6 МПа в течение 12 часов.

Резервуары после монтажа должны подвергаться гидравлическим испытаниям путем налива водой. Налив производиться до максимального уровня в соответствии с паспортными характеристиками резервуаров. Продолжительность испытаний:

• до засыпки – 6 часов;
• после засыпки – 3 часа.

Утечки и снижение уровня налива не допускаются.

Надземная часть трубопроводов и оборудования защищаются от коррозии полиуретановыми, эпоксидными покрытиями, указанными в РД-23.040.01-КТН-149-10 «Правила антикоррозионной защиты надземных трубопроводов, конструкций и оборудования объектов магистральных нефтепроводов».

Места перехода трубопроводов от надземной прокладки к подземной защищаются от коррозии в соответствии с требованиями п. 10.3.9 РД-91.020.00-КТН-335-06 и п. 8.1.4  РД-23.040.01-КТН-149-10.

Антикоррозионную изоляцию соединительных трубных изделий подземной ус­тановки выполнять покрытиями в соответствии с ОТТ-25.220.01-КТН-215-10.

Трубопроводы протяженностью менее 10 метров на участках их подземной прокладки защищаются в условиях строительной площадки полиуретановыми, эпоксидными покрытиями с обязательной абразивной обработкой поверхностей.

Емкости должны иметь внутреннюю антикоррозионную защиту, которая осуществляется в заводских условиях, полимерными покрытиями усиленного типа на основе эпоксидных материалов толщиной 400-600 мкм. Материалы для внутренней защиты поверхности должны обеспечивать защиту внутренней поверхности металлоконструкций емкости – в течение не менее 15 лет и соответствовать требованиям РД-23.020.00-КТН-184-10. Надземная часть наружной поверхности емкостей защищается антикоррозионным покрытием, выполненным в заводских условиях в соответствии с требованиями РД-23.040.01-КТН-149-10. В качестве наружного антикоррозионного покрытия должны применяться  полиуретановые и модифицированные полиуретановые (в том числе с эпоксидным праймером) покрытия заводского нанесения.

Подземная часть наружной поверхности горизонтальных емкостей защищается антикоррозионным покрытием, выполненным в заводских условиях в соответствии с требованиями ОТТ-25.220.01-КТН-215-10. В качестве наружного антикоррозионного покрытия должны применяться полиуретановые и модифицированные полиуретановые (в том числе с эпоксидным праймером) покрытия заводского нанесения.

Трубопровод откачки из подземной емкости DN 100, DN 150, трубопроводы утечек магистральной насосной DN 200 и дренажа DN 150 испытываются:

– на прочность давлением 2,0 МПа в течение 24 часов;

– на плотность давлением 1,6 МПа в течение 12 часов.

Емкости после монтажа, до засыпки грунтом должны подвергаться гидравлическим испытаниям путем налива воды. Налив водой производится до максимального уровня в соответствии с паспортными характеристиками резервуара.

Продолжительность испытания:

– после монтажа (до засыпки) – 6 часов;

– после засыпки – 3 часа.

2.2 Указания по применению (марка ТХ)

При применении настоящего проекта необходимо:

1. Указать абсолютную отметку бетонной площадки согласно раздела генерального плана, и принять ее за относительную отметку 0,000.
2. Заполнить пустые графы в сборнике спецификаций, опросных листах.
3. При необходимости откорректировать ведомость объемов работ.

 

3 АРХИТЕКТУРНО-СТРОИТЕЛЬНЫЕ РЕШЕНИЯ

 

3.1 Конструктивные решения

 

Над емкостями для сбора утечек и дренажа выполнена монолитная железобетонная площадка толщиной 100 мм, с отбортовкой из бортового камня. На площадке предусмотрен монолитный железобетонный приямок размерами 1000х1000х1000 мм. По верху площадки выполнен уклон к приямку. Под площадку предусмотрена подготовка толщиной 100 мм.

Для крепления хомутов емкости предусмотрены закладные детали. Емкости устанавливаются на слой свежевыложенного цементно-песчаного раствора М150.

 

3.2 Антикоррозионная защита

 

Все строительные конструкции защищены от коррозии в соответствии с СНиП 2.03.11-85, СНиП 3.04.03-85  «Защита строительных конструкций и сооружений от коррозии».

Антикоррозионную защиту металлоконструкций, закладных деталей и соединительных изделий выше уровня земли производить в соответствии                   РД-23.040.01-КТН-149-10 антикоррозионным покрытием для категории коррозионной активности атмосферы С2 (низкая) – снаружи, для конструкций, эксплуатирующихся в климатической зоне ХЛ (для холодного климата), с категорией размещения 1 (на открытом воздухе). Срок службы покрытия – Б (большой, не менее 20 лет).

Подземные металлические конструкции согласно СНиП 2.03.11-85* “Защита строительных конструкций от коррозии” и ГОСТ 9.602-2005 “Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии” защитить антикоррозионным комбинированным покрытием весьма усиленного типа (для средней и сильноагрессивной среды) или усиленного типа (для слабой или неагрессивной среды) на основе битумно-полимерной мастики:

– грунтовка битумно-полимерная;

– мастика изоляционная битумно-асбополимерная (для средней и сильноагрессивной среды) или битумно-полимерная (для слабой или неагрессивной среды) толщиной не менее 3 мм.

Перед нанесением антикоррозионного покрытия произвести подготовку поверхности металлоконструкций в соответствии с требованиями РД-23.040.01-КТН-149-10. Подготовка металлических поверхностей конструкций перед окраской включает следующие обязательные операции: обезжиривание участков с любой степенью зажиренности по ГОСТ 9.402-2004 (при необходимости); очистка от окислов (абразивная зачистка); обеспыливание; осушка (при необходимости).

 

3.3 Указания по применению (марка АС)

 

При применении проекта необходимо:

1 На листе 1:

а) заполнить климатические характеристики указанного в задании на проектирование места строительства:

– температуру холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92 по результатам инженерно-гидрометеорологических изысканий и СНиП 23-01-99;

– расчетное значение веса снегового покрова и нормативное значение ветрового давления по СНиП 2.01.07-85, территориальным строительным нормам, результатам инженерно-гидрометеорологических изысканий;

–  климатический район строительства по СНиП 23-01-99*;

– сейсмическую активность по СНиП II-7-81* и результатам микросейсмического районирования выбранной площадки.

б) заполнить абсолютную отметку нуля;

в) при необходимости откорректировать марки бетона, типы электродов и марки стали в соответствии с принятыми климатическими характеристиками строительства и условиями эксплуатации;

2 На листе 6 заполнить неуказанные размеры.

3 В новом комплекте чертежей на основании инженерно-геологических изысканий и района строительства разработать фундаменты под ёмкости для сбора утечек нефти и дренажа.

В разрабатываемом комплекте чертежей привести сведения о деформационных и прочностных характеристиках грунтов (оснований), уровне и характере грунтовых вод, агрессивности грунтовых вод и грунта по отношению к материалам подземной части объекта, глубине промерзания, сведения о мероприятиях по антикоррозионной защите конструкций, указания о мероприятиях при производстве работ в зимнее время и требования при необходимости. В разрабатываемом комплекте чертежей привести перечень актов на скрытые работы для разрабатываемых конструкций.

4 В ведомости объемов работ раздел «Земляные работы» не разрабатывался. Данный вид работ выполнить при применении проекта.

4 ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ

Основными электроприёмниками ёмкостей №№ 029.1, 029.2 и 029.3 для сбора утечек нефти и дренажа  являются электродвигатели погружных насосов мощностью 15,0 кВт каждый. Подвод питания к электронасосам ёмкостей предусматривается от силового распределительного щита 214 ЩСУ, расположенного в помещении КТП и ЩСУ сооружения 214.

Напряжение силовой сети принято ~380/220 В, 50 Гц, цепей управления ~220 В, 50 Гц.

По обеспечению надёжности электроснабжения электропотребители проектируемых ёмкостей относятся к потребителям I категории.

Распределительные сети от щита 214ЩСУ к погружным насосам №№ 029.1, 029.2 и 029.3 и аппаратам управления предусмотрены бронированными кабелями с медными жилами марки ВБбШнг, КВБбШнг проложенными по территории площадки НПС в лотках по кабельным эстакадам, по площадкам емкостей – в коробах и трубах.

Электроосвещение ёмкостей №№ 029.1, 029.2 и 029.3 для сбора утечек нефти и дренажа обеспечивается прожекторами, установленными на прожекторных мачтах.

Система заземления на площадках с ёмкостями №№ 029.1, 029.2 и 029.3 принята TN-S согласно гл. 1.7 ПУЭ (изд. 7). Проектом предусматривается защита ёмкостей от повторных влияний молнии и заноса высокого потенциала по внешним наземным металлическим коммуникациям, а также защита от статического электричества путём подсоединения всего технологического оборудования, трубопроводов, а также всех металлических конструкций на вводе во взрывоопасную зону к наружному заземляющему устройству. Наружный контур заземления выполняется из оцинкованной полосовой стали сечением 4х40 мм, проложенной по периметру площадок с ёмкостями на глубине 0,500 м и, частично, непосредственно по бетонированным площадкам. Наружный контур заземления присоединяется к общему контуру заземления площадки НПС полосой из оцинкованной стали сечением 4х40 мм не менее, чем в двух точках.

Молниезащита пространства над дыхательными трубами ёмкостей выполняется в комплексе с сооружениями  площадки НПС отдельно стоящими прожекторными мачтами– молниеприёмниками

4.1 Указания по применению (марки ЭМ, ЭГ)

При применении проекта ТПР.Г.1.0000.2.00023.045-07.029.1-3-ЭМ.ЭГ необходимо:

– определить удельное электрическое сопротивление грунта на площадке размещения емкостей для сбора утечек нефти и дренажа;

– на листах 4, 5, в зависимости от удельного сопротивления грунта, выбрать из таблицы «Минимальное число электродов контура защитного заземления» необходимое количество электродов, учитывая требующееся сопротивление защитного заземления (лишнее зачеркнуть).

– на листах 4, 5 откорректировать план заземления с учетом выбранного количества электродов;

– на листах 4, 5 проставить выбранное количество электродов в угловую спецификацию.

– на листе 2 в п.4.2 ТПР.Г.1.0000.2.00023.045-07.029.1-3-ЭМ.ЭГ..С проставить выбранное количество электродов;

– на листе 1 в п.10 ТПР.Г.1.0000.2.00023.045-07. 029.1-3-ЭМ.ЭГ.ВР проставить

выбранное количество электродов;

– в спецификации ТПР.Г.1.0000.2.00023.045-07.029.1-3-ЭМ.ЭГ.С в п.1.1 и п. 3.1 на листе 1 указать климатическое исполнение оборудования и изделий.

 

5 АВТОМАТИЗАЦИЯ

Автоматизация оборудования емкостей для сбора утечек нефти предусматривается в соответствии РД-35.240.00-КТН-207-08 «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» с учетом технических требований и других ведомственных документов в части объектов ВСТО.

На площадке емкостей для сбора утечек нефти устанавливаются датчики контроля, стойки КИП и приборные шкафы наружного исполнения.

Проектом предусмотрено автоматическое управление погружным насосом по уровню в емкости для сбора утечек нефти.

Для установки оборудования автоматики и прокладки контрольных кабелей на площадке емкостей для сбора утечек нефти предусматриваются закладные конструкции. Оборудование автоматики поставляется в составе комплекта оборудования автоматики НПС.