Проектирование магистрального нефтепровода и расчет его основных характеристик на участке "Орловка-Анжеро-Судженск"

1.3.8 С обеих сторон линейной запорной арматуры должны               устанавливаться манометры и вантузы. Сигнализаторы прохождения СОД должны устанавливаться за запорной арматурой по потоку нефти.

1.3.9 Арматура и мощность привода должны обеспечивать                открытие/закрытие арматуры при остановке нефтепровода, при перепаде   рабочего давления на затворе на месте установки. Величина перепада         рабочего давления должна рассчитываться и указываться в проекте.

1.3.10 Герметичность в затворе арматуры должна соответствовать требованиям класса «А» по ГОСТ 9544.

1.3.11 На магистральных нефтепроводах должны предусматриваться узлы пуска-приема СОД. Узлы пуска-приема СОД должны устанавливаться на НПС с учетом максимального развития нефтепровода с расстоянием между ними не более:

− 120 км для нефтепроводов с уловным диаметром до 400 мм;

− 280 км для нефтепроводов с уловным диаметром от 500 до 1200 мм.

Узлы пуска-приема СОД должны также предусматриваться  на лупингах и ответвлениях протяженностью более 3 км и резервных нитках подводных переходов независимо от их протяженности.

1.3.12 НПС, на которых не предусматривается пуск и прием СОД, должны иметь узлы пропуска СОД, обвязка которых позволяет осуществлять пропуск СОД, как с остановкой, так и без остановки НПС.

1.3.13 Устройство вертолётных площадок должно предусматриваться на каждой НПС, при отсутствии постоянного подъезда – на площадках камер приёма-пуска СОД и линейных задвижках.

1.3.14 На нефтепроводах должна предусматриваться установка запорной арматуры на расстоянии определяемого расчетом, но не более 30 км.

Кроме того установка запорной арматуры должна предусматриваться:

- на обеих  границах переходов МН через  водные преграды;

- в начале  каждого ответвления от нефтепровода  на расстоянии, допускающем установку монтажного узла, его ремонт и безопасную эксплуатацию;

- в зависимости  от рельефа местности на одном  или обоих концах участков

нефтепроводов, проходящих на отметках выше городов и других населенных пунктов и промышленных предприятий, на расстоянии от них менее 500 м для труб диаметром до 700 мм включительно и менее 1000 м – для труб диаметром свыше 700 мм;

- на обоих  берегах болот III типа протяженностью  свыше 500 м.

- на узлах  подключения к НПС;

- на узлах  подключения резервных ниток  подводных переходов;

- при прокладке  нефтепроводов в тоннеле, на каждом нефтепроводе в начале и конце тоннельного перехода;

- на узлах  приема, пуска и пропуска средств очистки и диагностики (СОД) запорная арматура должна быть шиберного типа.

1.3.15 Не допускается установка запорной арматуры в зонах АТР и нарасстоянии менее 200 м от границы зоны.

1.3.16 Запорная арматура диаметром 400 мм и более должна устанавливаться на фундаментные плиты, укладываемые на уплотненное основание.

1.3.17 Узлы установки запорной арматуры должны проектироваться из

унифицированных заготовок.

1.3.18 На участках нефтепроводов примыкающих к подводным переходам, необходимо предусматривать устройства, исключающие скопление газа или воздуха в нефтепроводах в местах их перехода через водные преграды.

1.3.19 Узел запорной арматуры должен состоять из:

- задвижки  на фундаменте;

- площадки  обслуживания;

- узла отбора  давления в колодце до и  после задвижки;

- сигнализатора  прохождения СОД в колодце  КИП после задвижки;

- пункта  контроля управления;

- ограждения  узла запорной арматуры;

- защитного  обвалования (для запорной арматуры  ППМН);

- освещения  (для запорной арматуры ППМН);

- охранной  сигнализации (радиоволновые, вибрационные  средства обнаружения, а при необходимости – системы видеонаблюдения);

- обозначения  узла запорной арматуры.

Фундаментные  плиты запорной арматуры должна выполняться  из монолитного или сборного железобетона.

1.3.20 На линейной части нефтепровода должна быть предусмотрена установка вантузов:

- на высоких  точках по рельефу местности  для впуска и выпуска воздуха  при освобождении и выпуска при заполнении нефтепровода нефтью;

- у линейных  задвижек (с двух сторон от  задвижки в пределах ограждения узла запорной арматуры), для подключения насосных агрегатов и обеспечения откачки (закачки) нефти при освобождении нефтепровода в период выполнения плановых и ремонтных работ;

- на ППМН  для проверки герметичности береговых  задвижек и снижения до статического давления в отключенной нитке. Вантуз должен располагаться в пределах ограждения береговой задвижки, имеющей наименьшую геодезическую отметку. На резервных нитках, оборудованных узлами пуска и приема СОД, вантузы не устанавливаются;

1.3.21 Установка изолирующих вставок (фланцы, муфты и др.) должна быть предусмотрена для электрического разъединения магистрали и:

- ответвлений  от нее;

- нефтепроводов  подключения нефтеперекачивающих  станций.

1.3.22 На линейной части и подводных переходах должна быть предусмотрена установка системы обнаружения утечек (СОУ) нефти из нефтепровода и КПП СОД.

1.3.23 На участках нефтепровода, где статический напор превышает давление по эпюре рабочих давлений, должен быть выполнен технико-экономический расчёт по определению целесообразности установки станции защиты или повышения несущей способности труб.

1.3.24 Для предотвращения образования самотечных участков в проекте должна предусматриваться установка после перевальных точек регуляторов давления. Регуляторы должны поддерживать напор в перевальной точке не ниже 10 м.

1.3.25 Подключение других нефтепроводов для закачки нефти в проектируемый магистральный нефтепровод должно выполняться только на НПС по следующим схемам:

− на НПС с РП - подача нефти в резервуарный парк;

− на НПС без РП - подача нефти на прием магистральной насосной.

1.3.34 Для увеличения пропускной способности действующих нефтепроводов должно применяться:

− увеличение числа насосных станций;

− повышение несущей способности нефтепровода, соответствующее увеличению рабочего давления;

− строительство лупингов или вставок;

− комбинацию перечисленных способов.

Выбор способа  увеличения пропускной способности  определяется технико-экономическим  расчетом. [1]

1.4 Подземная прокладка нефтепроводов

1.4.1.1 Заглубление нефтепроводов до верха трубы (м), должно приниматься не менее:

при условном диаметре менее 1000 мм.................................................................... 0,8

при условном диаметре 1000 мм и более (до 1200 мм)  ......................................... 1,0

на  болотах или торфяных грунтах, подлежащих осушению ................................ 1,1

в песчаных барханах, считая от нижних отметок межбарханных оснований .... 1,0

в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда

автотранспорта   и  сельскохозяйственных машин................................................. 0,6

на  пахотных и орошаемых землях ............................................................................. 1,0

при пересечении оросительных и осушительных (мелиоративных) каналов...... 1,1  

(от  дна канала)

1.4.1.2 Заглубление нефтепроводов, транспортирующих горячие продукты при положительном перепаде температур в металле труб, должно быть дополнительно проверено расчетом на продольную устойчивость нефтепроводов под воздействием сжимающих температурных напряжений .

1.4.1.3 Ширина траншеи понизу должна назначаться не менее:

D + 300 мм — для нефтепроводов диаметром до 700 мм;

1,5 × D — для нефтепроводов диаметром 700 мм и более. При диаметрах нефтепроводов 1200 мм и при траншеях с откосом свыше 1:0,5 ширину траншеи понизу допускается уменьшать до величины D + 500 мм, где D — условный диаметр нефтепровода.

При балластировке  нефтепроводов грузами ширина траншеи  должна назначаться из условия обеспечения расстояния между грузом и стенкой траншеи не менее 0,2 м.

1.4.1.4 При взаимном пересечении трубопроводов расстояние между ними в свету должно приниматься не менее 0,35 м, а пересечение выполняться под углом не менее 60°. Пересечение между трубопроводами и другими инженерными сетями (водопровод, канализация, кабели и др.) должны проектироваться в соответствии с нормами и правилами, утвержденными Госстроем СССР [10]. При пересечении водопровод должен располагаться выше нефтепровода, канализация - ниже нефтепровода. При пересечении нефтепроводами кабелей различного назначения расстояния по вертикали (в свету) должны быть не менее:

- между нефтепроводами  и силовыми кабелями напряжением  до 35 кВ и кабелями связи – 0,5 м;

- между силовыми кабелями U= 110-220 кВ и нефтепроводами – 1 м.

При прокладке  инженерных сетей в кожухе расстояние должно быть не менее 0,35 м.

1.4.1.5 Для нефтепроводов диаметром 1000 мм и более в зависимости от рельефа местности должна предусматриваться предварительная планировка трассы. При планировке строительной полосы в районе подвижных барханов последние должны срезаться до уровня межгрядовых (межбарханных) оснований, не затрагивая естественно уплотненный грунт. После засыпки уложенного нефтепровода полоса барханных песков над ним и на расстоянии не менее 10 м от оси нефтепровода в обе стороны должна быть укреплена связующими веществами (нейрозин, отходы крекинг-битума и т.д.).

При проектировании нефтепроводов диаметром 700 мм и более на продольном профиле должны быть указаны как отметки земли, так и проектные отметки нефтепровода.

1.4.1.6 При прокладке нефтепроводов в скальных, гравийно-галечниковых и щебенистых грунтах и засыпке этими грунтами должно предусматриваться устройство подсыпки из мягких грунтов толщиной не менее 20 см. Изоляционные покрытия в этих условиях должны быть защищены от повреждения путем присыпки нефтепровода мягким грунтом на толщину 20 см с послойным уплотнением грунта присыпки в пазухах применением специальных устройств (скальный лист).

1.4.1.7 При прокладке нефтепроводов по направлению уклона местности свыше 20 % должно предусматриваться устройство противоэрозионных экранов и перемычек как из естественного грунта (например, глинистого), так и из искусственных материалов.

1.4.1.8 При проектировании нефтепроводов, укладываемых на косогорах, необходимо предусматривать устройство нагорных канав для отвода поверхностных вод от нефтепровода.

1.4.1.9 При проектировании подземных нефтепроводов для районов с грунтовыми условиями в которых возможная просадка грунтов от их собственного веса на уровне нижней образующей нефтепровода превышает 5 см должны учитываться требования норм и правил, утвержденных Госстроем СССР [25]. Величина возможной просадки грунтов должна определяться в соответствии с требованиями норм и правил, утвержденных Госстроем СССР [25].

1.4.2 Прокладка нефтепроводов в районах многолетнемерзлых грунтов.

1.4.2.1 Для трассы нефтепровода должны выбираться наиболее

благоприятные в мерзлотном и инженерно-геологическом  отношении участки по материалам опережающего инженерно-геокриологического изучения территории.

1.4.2.2 Выбор трассы для нефтепровода и площадок для его объектов должен производиться на основе:

- мерзлотно-инженерно-геологических карт и карт ландшафтного

микрорайонирования оценки благоприятности освоения территории масштаба не более 1:100 000;

- схематической  прогнозной карты восстановления  растительного покрова;

- карт относительной  осадки грунтов при оттаивании;

- карт коэффициентов  удорожания относительной стоимости  освоения.

1.4.2.3 На участках трассы, где возможно развитие криогенных процессов, должны проводиться предварительные инженерные изыскания для прогноза этих процессов.

При пересечении  нефтепроводом участков с подземными льдами, залегающими на небольшой глубине, и наледями, а также при прокладке нефтепровода по солифлюкционным и опасным в термоэрозионном отношении склонам и вблизи термоабразионных берегов водоёмов должны предусматриваться:

- специальные  инженерные решения по предотвращению  техногенных

нарушений и  развитию криогенных процессов

- мероприятия  по максимальному сохранению  растительного покрова

- дренаж  и сток воды

- выравнивание  и уплотнение грунтового валика  над нефтепроводом

1.4.2.4 При прокладке нефтепровода с использованием грунтового

основания в оттаявшем состоянии  при расчёте нефтепровода на прочность  должны учитываться дополнительные напряжения от изгиба, вызванные неравномерной осадкой основания.

1.4.2.5 При выборе трассы нефтепровода на многолетнемерзлых грунтах должны учитываться требования 1.2.9. В местах прохода животных должна применяться подземная прокладка нефтепровода.