1.3 Конструктивные требования к нефтепроводам

1.3.1 Тепловое изоляционное покрытие, необходимое для обеспечения проектного температурного режима эксплуатации нефтепровода, должно определяться в соответствии с требованиями, изложенными в 1.8.

1.3.2 При установке запорной арматуры в зависимости от номинального давления и условного прохода должны применяться следующие типы соединения с нефтепроводом:

а) сварное – для задвижек с условным проходом от 200 до 1200 мм и

номинальным давлением от 1,6 до 15,0 МПа;

б) фланцевое:

1.3.3 Допустимые радиусы изгиба нефтепровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях должны определяться в соответствии с требованиями 6.14 из условия деформативности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения. Минимальный радиус изгиба нефтепровода из условия прохождения очистных устройств должен составлять не менее пяти его диаметров.

1.3.4 Длина катушек (прямых вставок), ввариваемых в нефтепровод, должна быть не менее диаметра нефтепровода.

1.3.5 На нефтепроводе должны быть предусмотрены камеры пуска и приема очистных и разделительных устройств. На подводных переходах нефтепроводов камеры пуска и приема СОД должны предусматриваться на резервных нитках и устанавливаться за границами перехода, на расстоянии от уреза воды (при среднем меженном горизонте) не менее 1000 м и на отметках выше горизонта высоких вод 10 % обеспеченности. Нефтепровод в пределах одного очищаемого участка должен иметь постоянный диаметр и равнопроходную линейную арматуру без выступающих внутрь нефтепровода узлов или деталей.

1.3.6 При проектировании узлов равнопроходных ответвлений от основного нефтепровода, а также неравнопроходных ответвлений, диаметр которых составляет свыше 0,3 диаметра основного нефтепровода, должны предусматриваться решетки, исключающие возможность попадания очистного устройства в ответвление.

1.3.7 В местах примыкания магистральных нефтепроводов к нефтепроводам насосных станций, узлам пуска и приема очистных устройств, переходам через водные преграды, оборудованных резервными нитками, перемычкам и узлам подключения нефтепроводов должна быть определена величина продольных перемещений примыкающих участков нефтепроводов от воздействия внутреннего давления и изменения температуры металла труб. Продольные перемещения должны учитываться при расчете указанных конструктивных элементов, присоединяемых к нефтепроводу. С целью уменьшения продольных перемещений трубопровода должны предусматриваться специальные мероприятия, в том числе установка открытых компенсаторов П образной (незащемленных грунтом), Z-образной или другой формы или подземных компенсаторов - упоров.

1.3.8 Параллельно прокладываемые нефтепроводы одного назначения должны быть связаны между собой перемычками с задвижками. Места установки перемычек должны выбираться вблизи узлов запорной арматуры из условия обеспечения минимального значения средней длины отключаемого при авариях участка.

1.3.9 Трасса нефтепровода на местности должна обозначаться опознавательно - предупредительными знаками в виде столбиков со щитами-указателями высотой 1,5 - 2 м от поверхности земли, устанавливаемыми в пределах прямой видимости на расстоянии не более 500 м, а также на углах поворота и пересечениях с другими трубопроводами и коммуникациями.

1.3.10 Трасса нефтепровода в местах переходов через железные и автомобильные дороги и водные препятствия, у линейной арматуры и на опасных участках, должна быть четко обозначена на местности постоянными предупреждающими знаками (аншлагами).

Опознавательными и предупредительными знаками должно быть обозначено местоположение коммуникаций, проходящих в одном техническом коридоре.

1.3.11 На трассе нефтепроводов следует предусматривать установку постоянных реперов на расстоянии не более 5 км друг от друга.

1.3.12 Постоянные реперы должны быть свайного типа, либо винтовыми, основания которых закладываются ниже глубины промерзания грунта для предотвращения морозного выпучивания.

1.3.13 Все стальные конструкции, находящиеся на открытом воздухе, должны иметь антикоррозийное атмосферостойкое покрытие в соответствии требования 1.7.

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

1.3.15 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.

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

1.3.17 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.

1.3.18 Схемы узлов пуска-приема СОД в зависимости от их расположения на нефтепроводе должны обеспечивать различные варианты технологических операций: прием и пуск, только пуск или только прием СОД.

1.3.19 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.

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

1.3.21 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.

П р и м е ч а н и е - На участках линейной части протяженностью более 30 км, образовавшихся после расстановки арматуры в соответствии с требованиями настоящего пункта, необходимо установить арматуру на расстояниях не более 30 км, так чтобы минимизировать объем истечения (стока) нефти из нефтепровода в случае аварии после перекрытия задвижек.

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

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

1.3.24 Узлы установки запорной арматуры должны проектироваться из

унифицированных заготовок.

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

1.3.26 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.

1.3.27 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;

Вантузы, которые относятся к постоянным устройствам линейной части нефтепровода, должны устанавливаться вертикально под прямым углом к оси трубопровода, и располагаться в металлических колодцах, установленных подземно. При использовании вантуза на патрубок устанавливается запорная арматура, в остальной период времени вантуз должен находиться в заглушенном состоянии (вантузная запорная арматура демонтирована).

Трубопровод в местах установки вантузов должен иметь глубину заложения, которая обеспечивает расстояние от крышки колодца до поверхности земли, не менее 0,6 м.

Для вновь сооружаемых нефтепроводов вантуз должен состоять из следующих конструктивных элементов:

- тройник заводского изготовления с отводом наружным диаметром, равным диаметру патрубка вантуза;

- патрубок вантуза с пробкой и фланцем для установки вантузной запорной арматуры;

- пробка для герметизации патрубка;

- вантузная запорная арматура;

- фланцевая заглушка.

Вантузы должны размещаться в отдельных металлических колодцах из

стальных труб, с герметичной крышкой, с установкой запорного устройства. При открытии (закрытии) крышки колодца должно исключаться искрообразование.

Колодцы должны быть герметичными от проникновения грунтовых и

поверхностных вод, оборудованы сигнализаторами открытия крышек колодцев с передачей информации в диспетчерский пункт. Колодец должен быть изготовлен в заводских условиях.

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

- ответвлений от нее;

- нефтепроводов подключения нефтеперекачивающих станций.

1.3.29 На нефтепроводах должны использоваться изолирующие вставки

(фланцы, муфты и т.п.) согласно требованиям ГОСТ 9.602.

При применении изолирующих вставок необходимо принять меры,

исключающие возникновение вредного влияния электрохимической защиты на электроизолированную часть нефтепровода и сооружений, имеющих металлический контакт с ним.

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

1.3.31 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.

Станция защиты должна включать регуляторы, поддерживающие давление после себя не выше заданного, резервуары аварийного сброса и насоса для их опорожнения, предохранительные устройства для сброса нефти в резервуары. Эпюра рабочего давления для этих участков должна строиться с учетом снижения давления на станции защиты.

1.3.32 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.

1.3.33 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]