ВНТП-3-90 Нормы технологического проектирования разветвленных нефтепродуктопроводов

6. ЛИНЕЙНЫЕ СООРУЖЕНИЯ

6.1. К линейным сооружениям нефтепродуктопровода относятся магистральные, распределительные трубопроводы и отводы в комплексе с линейной запорной арматурой, узлами пуска и приема разделителей, очистных устройств и диагностических приборов, узлами подключения отводов и регулирования давления, кабельные линии связи, линии электропередачи, средства ЭХЗ, телемеханики, защитные сооружения и сооружения линейной службы эксплуатации.

Примечание. Границами линейной части магистрали и распределительного трубопровода считаются площадки пуска и приема разделителей, очистных устройств и диагностических приборов; отводов - отсекающая задвижка узла подключения к нефтепродуктопроводу и входная задвижка перед площадкой расходомеров потребителя.

6.2. Установку запорной арматуры по трассе нефтепродуктопровода следует предусматривать с учетом рельефа местности таким образом, чтобы разлив нефтепродукта в случае аварии трубопровода был минимальным, при этом следует учитывать возможность максимального совмещения со станциями катодной защиты и необслуживаемыми усилительными пунктами технологической связи.

При параллельном следовании нефтепродуктопровода с железными и автомобильными дорогами, а также ЛЭП проектируемый НПП должен размещаться, как правило, по рельефу местности ниже указанных сооружений.

В случае размещения нефтепродуктопровода по рельефу выше указанных сооружений, необходимо предусматривать защитные мероприятия, обеспечивающие надежность эксплуатации и безопасность действующих объектов равными уровню надежности и безопасности, как при прокладке его с низовой стороны.

6.3. На нефтепродуктопроводе с обеих сторон запорной арматуры должна быть предусмотрена установка манометров.

6.4. При пересечении трубопроводом железных дорог общей сети последний оборудуется с обеих сторон перехода автоматической запорной арматурой, устанавливаемой в колодцах не менее чем за 500 м от подошвы полотна дороги.

Для автоматического перекрытия трубопровода в случае аварии запорная арматура должна быть сблокирована с датчиками давления. При наличии средств телемеханики автоматическое перекрытие запорной арматуры должно сопровождаться передачей сигнала в ЦДП насосной станции.

6.5. Участки трубопроводов, прокладываемые на переходах железных дорог в защитном футляре из стальных труб в соответствии с требованиями п.6.32 СНиП 2.05.06-85, должны на одном из концов футляра оборудоваться контрольным водонепроницаемым колодцем.

6.6. При пересечении нефтепродуктопроводом постоянно действующих водотоков шириной зеркала при среднем меженном горизонте вод 25 м и более следует предусматривать установку запорной арматуры на обоих берегах.

6.7. Установку запорной арматуры следует предусматривать в зависимости от условий прохождения трассы - в колодцах или наземных киосках. Колодцы для обслуживания трубопроводной арматуры следует проектировать с откидными крышками облегченной конструкции. В колодцах строительным объемом более 20 м (с кратковременным пребыванием людей) следует предусматривать вентиляцию с естественным побуждением. Вентиляционная труба должна быть выведена из нижней части колодца на высоту не менее 2,5 м от планировочной отметки. Наземные киоски должны выполняться из легких ограждающих конструкций с естественной вентиляцией.

6.8. Запорная линейная арматура должна быть, как правило, электроприводной, обеспечивающей возможность местного, дистанционного и телемеханического управления с районного или центрального диспетчерского пункта нефтепродуктопровода, в зависимости от структуры системы телемеханики и операторной предприятия.

6.9. В местах установки линейной запорной арматуры при отсутствии хороших проездов по трассе трубопровода и на каждой перекачивающей станции следует предусматривать вертолетные площадки.

6.10. На каждой перекачивающей станции, на участках трассы нефтепродуктопровода без станций протяженностью более 300 км должны предусматриваться узлы пуска и приема разделителей, очистных устройств и диагностических приборов. Все операции по пуску, приему или пропуску мимо перекачивающих станций разделителей, очистных устройств или диагностических приборов должны производиться без остановки станции.

При реконструкции или техническом перевооружении нефтепродуктопровода узлы пуска и приема разделителей, очистных устройств и диагностических приборов должны устанавливаться на линейной части в местах перехода одного диаметра трубопровода на другой, укладки лупингов, вставок.

Площадки узлов пуска и приема должны быть ограждены.

6.11. Узлы пуска разделителей, очистных устройств и диагностических приборов при проектировании должны проверяться расчетом на возможность создания минимального расхода, необходимого для страгивания поточных устройств, находящихся в камере пуска, без прикрытия запорных устройств на магистрали. Минимальные расходы приводятся в таблице 6.

Таблица 6

6.12. Расстояние от площадки пуска и приема разделителей, очистных устройств и диагностических приборов, а также площадки расходомеров, фильтров-грязеуловителей до зданий и сооружений с производственными процессами с применением открытого огня должно быть не менее 40 м, от прочих зданий и сооружений - 15 м.

6.13. Для участков нефтепродуктопроводов, проложенных через болота, аварийный запас труб должен составлять 0,3% от их протяженности, для остальных участков - 0,1%. Складирование аварийного запаса труб следует предусматривать на площадках перекачивающих станций или усадьбах линейных ремонтеров.

6.14. При перепадах высот по трассе нефтепродуктопровода, когда гидростатическое давление нефтепродукта или суммарное гидростатическое и рабочее давление может превысить допустимое для данного трубопровода, необходимо предусматривать станции защиты и дросселирования.

6.15. Отводы от нефтепродуктопровода.

6.15.1. Задание на проектирование отводов от действующих нефтепродуктопроводов должно содержать требования согласно пункту 2.3 и согласовываться с организацией, эксплуатирующей нефтепродуктопровод.

6.15.2. Проектирование отводов от действующего нефтепродуктопровода должно производиться на основании технико-экономического расчета (ТЭР) по техническим условиям, выданным организацией, эксплуатирующей нефтепродуктопровод.