Настоящий 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», утвержденного ОАО «АК «Транснефть».

Данные типовые проектные решения предназначены для проектирования новых и реконструкции существующих промежуточных НПС без резервуарного парка на магистральных нефтепроводах «ОАО «АК Транснефть» 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 распространяется на имеющие особенности проектирования НПС для газонасыщенных нефтей, НПС с подогревом перекачиваемой нефти (“горячих” нефтепроводов), для строительства НПС в районах с многолетнемерзлыми 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 Технологическая схема

Технологическая схема обвязки узла предохранительных устройств нефтеперекачивающей станции НПС «Типовые проектные решения промежуточной нефтеперекачивающей станции на Ру 10,0 МПа» разработана в соответствии с заданием на проектирование и позволяет обеспечивать защиту линейной части нефтепровода от превышения давления выше допустимого на входе НПС и сброс потока нефти из приёмной линии МН в резервуары РВС-5000, снижая величину и скорость роста давления.

Параметры узла с предохранительными устройствами выбраны из условия, что при срабатывании максимальные давления не должны превышать несущую способность магистрального нефтепровода.

2.2 Технологическое оборудование

Классы и категория взрывоопасной и пожароопасной зоны технологического узла с предохранительными устройствами представлена в таблице 2.1.

Таблица 2.1

В качестве предохранительных устройств используются предохранительные клапаны с пневматическим управлением и возможностью изменения давления настройки Рн  в диапазоне от  _______  МПа   до  ______   МПа.

Предохранительные устройства с пневматическим управлением соответствуют требованиям ОТТ-75.180.00-КТН-178-10.

Предусмотрена установка четырех  исполнительных органов условным диаметром 300 мм.

Узел с предохранительными устройствами устанавливается на приём-
ной линии НПС после фильтров-грязеуловителей. До исполнительного органа преду-сматривается установка задвижек DN 500, PN 4,0 МПа с электроприводом, а после – с ручным приводом.

Трубопровод от узла с предохранительными устройствами к сбросным резервуарам РВС-5000 выполняется подземным, с уклоном в сторону резервуаров и  насосов откачки нефти из резервуаров и подачи ее в магистральный нефтепровод.

Узел с предохранительными устройствами размещается в одноэтажном
здании со стенами из легких ограждающих конструкций заводской готовности, оборудованном, отоплением и вентиляцией.

Для монтажа оборудования в здании предусмотреть установку
крана мостового ручного однобалочного, грузоподъемностью 2 тонны.

Трубопровод сброса нефти требует зачистки после срабатывания
предохранительных клапанов.

Для ревизии предохранительных клапанов предусмотрены площадки
обслуживания.

Сварку трубопроводов, деталей трубопроводов и арматуры производить в соответствии с требованиями РД-25.160.00-КТН-011-10, приварку патрубков для приборов КИП – по ОТТ-25.160.00-КТН-068-10.

Врезки трубопроводов DN 25, DN 50 в трубопроводы DN 500 должны соответствовать требованиям п. 2.9.11 ВСН 006-89, РД-25.160.00-КТН-011-10.

Все сварные соединения труб, включая специальные сварные соединения (захлесты, ввариваемые трубные вставки, швы приварки соединительных деталей, запорной арматуры, гарантийные стыки и сварные швы угловых соединений) подвергаются контролю в соответствии с требованиями РД-19.100.00-КТН-001-10.

Защита подземных трубопроводов от коррозии обеспечивается:

а) применением труб DN 1200, DN 700, DN 500 с нанесением термореактивных покрытий на основе жидких двухкомпонентных материалов, эпоксидных двухслойных покрытий на основе порошковых красок по ОТТ-25.220.01-КТН-215-10 с обязательной абразивной подготовкой поверхности;

б) применением труб DN 100, DN 50  с нанесением термореактивных покрытий на основе жидких двухкомпонентных материалов, эпоксидных двухслойных покрытий на основе порошковых красок по ОТТ-25.220.01-КТН-215-10 или рулонно-битумных материалов конструкции № 18 по ГОСТ Р 51164-98 с обязательной абразивной подготовкой поверхности;

г) применение запорной арматуры и фасонных деталей с заводским защитным покрытием  в соответствии с требованиями  ОТТ-25.220.01-КТН-215-10;

д) противокоррозионная защита сварных стыков трубопроводов должна осуществляться покрытиями на основе термоусаживающихся полимерных лент в соответствии с требованиями ОТТ-25.220.01-КТН-189-10.

Защита надземной части трубопроводов и оборудования  от коррозии предусматривается  в соответствии с требованиями  РД-23.040.01-КТН-149-10 «Правила антикоррозионной защиты надземных трубопроводов, конструкций и оборудования объектов магистральных нефтепроводов».

Для защиты надземных трубопроводов c электрообогревом от коррозии, предусматриваются покрытия на основе высокодисперсного, цинкового порошка и кремнийорганического термостойкого лака для температуры эксплуатации до 150 ⁰С.  Места перехода от надземной прокладки к подземной защищаются выходом наружной изоляции подземного нефтепровода над поверхностью земли на 200 мм. При окраске надземной части нефтепровода покрывной лакокрасочный материал наносится на наружную изоляцию с нахлестом до уровня земли.

Необходимость выполнения электрообогрева и тепловой изоляции надземных трубопроводов определяется в зависимости от температуры застывания перекачиваемой нефти и температуры окружающего воздуха рассматриваемого региона:

– при температуре застывания нефти ниже абсолютной минимальной температуры воздуха с запасом минус 10 °С надземные трубопроводы прокладывать без теплоизоляции;

– при температуре застывания нефти ниже минимальной температуры холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92 с запасом минус 10 °С надземные трубопроводы теплоизолировать;

– в остальных случаях предусмотреть теплоизоляцию с электрообогревом.

Земляные работы проводятся в соответствии с требованиями СНиП 3.02.01-87, СНиП III-42-80*, РД-93.010.00-КТН-114-07 (раздел 7 п.п. 7.1.1-7.1.5, 7.1.7-7.1.13, 7.1.17, 7.2.2, 7.2.5, 7.2.9, 7.3.4, 7.3.5, 7.4.1-7.4.3).

Очистка трубопровода от окалины, грата, а также от случайно попавших при строительстве внутрь трубопроводов грунта и различных предметов выполняется продувкой воздухом в согласно требований ОР-19.000.00-КТН-194-10.

Гидравлические испытания технологических трубопроводов и оборудования в составе технологических узлов должны проводиться согласно требованиям:

– ОТТ-16.01-74.20.11-КТН-059-1-05 «Типовые технические решения по проектированию НПС. Книга 1.1»;

– технические решения по промежуточной нефтеперекачивающей станции в два этапа в соответствии со схемой испытания

– на прочность давлением 6,0 МПа в течение 24 часов;

– на плотность давлением 4,0 МПа в течение 12 часов.

2.3 Указание по применению (марка ТХ)

При применении настоящего проекта необходимо:

1 Определить настройку давления срабатывания предохранительных клапа-нов.

2 Определить абсолютную отметку бетонной площадки и принять ее за 0,000.

3 В сборнике спецификации, опросных листах в разделе узел с предохрани-тельными устройствами пустые графы заполняются при применении рабочей проектной документации.

4 В сборнике спецификаций произвести разделение МТР на поставку подрядчика и заказчика.

5  Ведомость объемов работ уточнить при применении проекта.