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 распространяется 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
Классы и категория взрывоопасной и пожароопасной зоны технологического узла – топливное хозяйство: резервуары для топлива, резервуар аварийного слива нефтеперекачивающей промежуточной станции представлена в таблице 2.1.
Таблица 2.1
| Наименование помещений и наружных установок | Класс помещения и наружных установок по ПУЭ | Класс взрывоопасной зоны по №123-ФЗ | Категория по взрывопожарной и пожарной опасности по
№123-ФЗ |
| Топливное хозяйство: резервуары для топлива, резервуары аварийного слива |
В-1г
|
2
|
АН
|
Основным топливом для котельной является нефть.
В качестве емкостей топлива для котельной приняты надземные горизонтальные двухсекционные резервуары объемом 20 м3 (17+3) с внутренним всасывающим нагревателем в теплоизоляции. Резервуары устанавливаются на металлической площадке на отметке +4,6 м от земли для обеспечения бесперебойного снабжения топливом (самотека топлива к котельной).
В качестве резервуара дизельного топлива для ДЭС (116.3) принят резервуар стальной горизонтальный для хранения нефтепродуктов объемом 5 м3 надземного исполнения на отметке +1,3 м.
В проект входит:
– установка двух топливных резервуаров для котельной объемом 20 м3 (17+3) (116.1 и 116.2);
– одного резервуара для хранения дизельного топлива для ДЭС объемом 5 м3 (116.3);
– емкость для аварийного сбора топлива ДЭС объемом 1 м3 (116.4);
– монтаж арматуры и технологических трубопроводов обвязки емкостей, монтаж топливопроводов на эстакаде от площадки резервуаров топлива 116.1 и 116.2 до котельной, монтаж подземных трубопроводов подачи дизельного топлива до ДЭС и емкости для аварийного сбора топлива 116.4.
Резервуары хранения топлива для котельной относятся к взрывоопасным установкам класса В-1г по ПУЭ и по взрывопожарной и пожарной безопасности к категории наружной установки «АН» по №123-ФЗ. Категория (ГОСТ Р 51330.11) и группа (ГОСТ Р 51330.5) взрывоопасной смеси паров ЛВЖ с воздухом – IIВ-Т3.
Все резервуары устанавливаются надземно, оборудуется запорной и дыхательной арматурой (со встроенным огнепреградителем), а также подключается к общему контуру заземления.
Надземные топливопроводы (трубопроводы подачи топлива в котельную и
возврата топлива в топливные емкости) должны быть теплоизолированы согласно СНиП 41-03-2003 «Тепловая изоляция оборудования и трубопровод». Топливопроводы прокладываются по эстакаде в общей теплоизоляции с теплоспутниками с уклоном 0,005 в сторону котельной.
Для хранения дизельного топлива устанавливается горизонтальный стальной резервуар емкостью 5 м3.
Пополнение резервуара предусматривается с ближайших нефтебаз при помощи автоцистерн. Закачка топлива в резервуар производиться из автоцистерны, при помощи имеющихся на ней перекачивающих средств. При заполнении резервуаров
средствами топливозаправщика предусмотрены мероприятия, позволяющие избегать образование падающей струи.
Подача топлива к контейнерной дизельной электростанции производится из резервуара для хранения дизельного топлива по системе внешнего топливоснабжения насосом, установленным внутри контейнера дизельной электростанции и входящим в комплект ее поставки.
Аварийный сбор топлива из контейнерной дизельной осуществляется в подземную емкость объемом 1,0 м3, оборудованную огневым предохранителем, и расположенную на расстоянии не менее 5 м от стен с проемами. Аварийная емкость подключена к общему контуру заземления. Опорожнение аварийной емкости осуществляется автозаправщиком.
Трубопровод слива топлива в аварийную емкость должен быть проложен с уклоном не менее 0,002 в сторону емкости.
Сварные соединения всех трубопроводов перекачки нефти и нефтепродуктов, проходят контроль качества в соответствии с РД-29.100.00-КТН-001-10:
– визуальный и измерительный контроль в объеме не менее 100 %;
– радиографический контроль в объеме не менее 50 %;
– ультразвуковой контроль в объеме не менее 100 %.
Смонтированные трубопроводы системы подачи топлива должны быть подвергнуты очистке внутренней полости воздухом и испытанию на давление 0,2 МПа не менее 5 минут.
Резервуар для хранения топлива после монтажа и емкость для аварийного сбора топлива (до засыпки) должны подвергаться гидравлическому испытанию:
– при положительной температуре окружающего воздуха – гидравлическим методом путем налива водой. Налив водой производит до максимального уровня в соответствии с паспортными характеристиками.
– при отрицательной температуре окружающего воздуха одним из двух методов:
а) заполнением резервуара незамерзающей жидкостью до максимального уровня взлива;
б) заполнением резервуара дизтопливом до максимального уровня взлива, после предварительной проверки герметичности сварных соединений капиллярным методом в соответствии с ПБ 03-584-03.
Продолжительность испытаний:
– после монтажа (до засыпки) 6 часов;
– после засыпки (емкости для аварийного сбора топлива) 3 часа.
Для защиты от коррозии надземных трубопроводов, фасонных трубных изделий, запорной арматуры и оборудования надземной установки и резервуара для хранения дизельного топлива выполняется согласно РД-23.040.01-КТН-149-10 «Правила антикоррозионной защиты надземных трубопроводов, конструкций и оборудования объектов магистральных нефтепроводов».
Антикоррозионную изоляцию соединительных трубных изделий подземной прокладки, а так же наружную поверхность емкости для аварийного сбора топлива выполнять полиуретановыми, модифицированными эпоксидно-полиуретановыми покрытиями в соответствии с ОТТ-25.220.01-КТН-215-10 «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Наружное антикоррозионное покрытие труб, соединительных деталей и механо-технологического оборудования. Общие технические требования».
Для изоляции трубопроводов, укладываемых в земле применять полиуретановые, эпоксидные покрытия, эпоксидно-полиуретановые в соответствии с требований ОТТ-25.220.01-КТН-215-10 или ленточные полимерно-битумные покрытия по ГОСТ Р 51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии» (конструкции № 18) с обязательной абразивной подготовкой поверхности.
Надземные топливопроводы (трубопроводы подачи топлива в котельную и возврата топлива в топливные емкости) должны быть теплоизолированы согласно СНиП 41-03-2003 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов». Топливопроводы прокладываются по эстакаде в общей теплоизоляции с теплоспутниками с уклоном 0,005 в сторону котельной.
Контроль качества защитного покрытия подземных трубопроводов проводить в соответствии с ГОСТ Р 51164-98, надземных – по РД-23.040.01-КТН-149-10.
Внутренняя антикоррозионная защита топливных резервуаров выполняется в заводских условиях покрытиями усиленного типа толщиной не менее 400-600 мкм. Используемые изоляционные материалы и покрытия должны соответствовать требованиям РД-23.020.00-КТН-184-10 «Правила антикоррозионной защиты резервуаров для хранения нефти и светлых нефтепродуктов».
Надземные участки наружной поверхности резервуаров покрываются в заводских условиях покрытиями на основе лакокрасочных материалов в соответствии с требованиями РД-23.020.00-КТН-184-10.
В качестве наружного покрытия емкости для аварийного сброса топлива ДЭС для условий подземной прокладки должны применяться полиуретановые и модифицированные эпоксидно-полиуретановые в соответствии с требованиями ОТТ-25.220.01-КТН-215-10. Надземные участки наружной поверхности емкости покрываются покрытиями на основе лакокрасочных материалов в соответствии с требованиями РД-23.020.00-КТН-184-10.
2.2 Указание 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 В сборнике спецификации, опросных листах пустые графы заполняются при разработки рабочей документации.
3 В сборнике спецификаций произвести разделение МТР на поставку подрядчика и заказчика.
4 Ведомость объемов работ уточнить при разработке рабочей документации.
3 АРХИТЕКТУРНО-СТРОИТЕЛЬНЫЕ РЕШЕНИЯ
3.1 Конструктивные решения
Резервуары для хранения топлива при котельной располагаются на металлической площадке, состоящей из системы балок главных и вспомогательных, и настила из просечно-вытяжной стали.
Объемно-планировочные и конструктивные решения по резервуарам для хранения топлива при котельной 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.
Площадка установлена на отдельных колоннах. Колонны закреплены на фундаментах, а геометрическая неизменяемость и жесткость конструкции площадки обеспечивается системой вертикальных связей. Для подъема на площадку предусмотрена двухмаршевая металлическая лестница с углом наклона 450. Под металлической площадкой с установленными резервуарами выполнена площадка из армированного бетона толщиной 100 мм с установкой по всему периметру герметичного бордюра высотой 300 мм. Площадка выполнена с уклоном 0,003 в сторону приямка размером 1,0х1,0х1,0 м.
Резервуар для хранения дизельного топлива устанавливается на железобетонные фундаменты на открытой площадке выполненной из армированного бетона толщиной 100 мм и огороженной бордюрным камнем высотой 300 мм. Верх бетонной площадки выполнен с уклоном в сторону приямка. Для обслуживания горловины резервуара на бетонной площадке устанавливается металлическая площадка обслуживания.
Резервуар аварийного сброса топлива устанавливается на монолитный железобетонный фундамент. Фундамент выполняется в следующей последовательности: устройство фундамента до рабочего шва бетонирования, монтаж емкости; бетонирование оставшейся части фундамента резервуара. До бетонирования в фундамент закладываются болты, к которым резервуар крепится хомутами, расположенными вблизи ребер жесткости.
Боковые поверхности фундамента, соприкасающиеся с грунтом, обмазываются горячей битумной мастикой за 2 раза по поверхности, огрунтованной праймером.
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 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.
2 Заполнить абсолютную отметку нуля;
3 При необходимости откорректировать марки бетона, типы электродов и марки стали в соответствии с принятыми климатическими характеристиками строительства и условиями эксплуатации;
4 В новом комплекте чертежей на основании инженерно-геологических изысканий и района строительства разработать фундаменты под оборудование.
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.
5 В ведомости объемов работ раздел «Земляные работы» не разрабатывался. Данный вид работ выполнить при применении проекта.
- электротехнические решения
Электроприемники топливного хозяйства: резервуары для топлива, резервуары аварийного слива относятся к потребителям 1-ой категории надежности электроснабжения.
Основными электроприёмниками топливного хозяйства являются электроприводы кранов шаровых №№ 007.8, 116.1, 116.2 мощностью по 0,06 кВт, напряжением ~380 В, 50 Гц и два устройства заземления автоцистерн напряжением ~ 220 В, 50 Гц.
Питание кранов шаровых №№ 007.8, 116.1, 116.2 и устройства заземления автоцистерн напряжением ~ 220 В, 50 Гц предусмотрено от 214ЩСУ, установленного в помещении КТП и ЩСУ сооружения 214 и обеспеченного двумя вводами питания от двух независимых источников электроэнергии.
Подвод питания к электроприводам кранов шаровых №№ 007.8, 116.1, 116.2 и устройства заземления автоцистерн напряжением ~ 220 В, 50 Гц от 214ЩСУ предусматривается по кабельным эстакадам, предусмотренным в проекте.
Подвод кабелей от стоек эстакады к вводным устройствам электроприводов задвижек и устройства заземления автоцистерн напряжением ~ 220 В, 50 Гц предусмотрен в трубах.
Электроосвещение топливного хозяйства: резервуаров для топлива, резервуаров аварийного слива обеспечивается прожекторами, установленными на прожекторных мачтах и предусматривается в проекте.
Система заземления принята TN-S согласно гл. 1.7 ПУЭ 7 издания.
Для уравнивания потенциалов к контуру заземления подсоединить корпуса кранов шаровых и устройства заземления автоцистерн напряжением ~ 220 В, 50 Гц. Присоединение корпусов кранов шаровых и устройства заземления автоцистерн напряжением ~ 220 В, 50 Гц к контуру заземления выполнить гибкими перемычками из медного гибкого провода с жёлто-зелёной изоляцией марки ПВ3-1х6 мм2, оконцованными кабельными наконечниками посредством пайки.
На площадке топливного хозяйства выполняется защита от повторных проявлений 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.
Присоединение металлоконструкций площадок топливного хозяйства к контуру заземления выполнить проводниками из полосовой оцинкованной стали сечением 4х40 мм, привариваемым к металлоконструкциям.
Наружный контур заземления выполняется из полосовой оцинкованной стали сечением 4х40 мм, проложенной в траншее на глубине 0,5 м, соединённый с вертикальными электродами из круглой оцинкованной стали Ǿ16 мм длиной 5 м, ввинчиваемыми в грунт на глубину – 0,500 м (верх электрода).
Наружный контур заземления топливного хозяйства 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 резервуаров для топ-
лива и резервуаров аварийного слива выполняется в комплексе с сооружениями площадки НПС отдельно стоящими прожекторными мачтами – молниеприёмниками
5 Автоматизация
Автоматизация оборудования резервуаров для топлива 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.
Резервуары для топлива оборудованы датчиками уровня.
Проектом предусмотрено автоматическое управление задвижкой подачи нефти по уровню в резервуарах топливного хозяйства.
Для установки оборудования автоматики на резервуарах для топлива предусматриваются закладные конструкции. Оборудование автоматики поставляется в составе комплекта оборудования автоматики НПС.