ВНТП 2-86/Миннефтепром СССР Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Нефтеперекачивающие и наливные станции

3.1. Нефтеперекачивающие станции разделяются на головные и промежуточные.

Головная перекачивающая станция магистрального нефтепровода предназначается для приема нефти и установок подготовки нефти и перекачки ее из емкости в магистральный нефтепровод.

В состав технологических сооружений головной перекачивающей станции входят: резервуарный парк, подпорная насосная, узел учета, магистральная насосная, узел регулирования давления, фильтры-грязеуловители, узлы с предохранительными устройствами, а также технологические трубопроводы.

Промежуточные перекачивающие насосные предназначаются для повышения давления в магистральном нефтепроводе при перекачке нефти. В состав технологических сооружений промежуточной станции входят: магистральная насосная, фильтры-грязеуловители, узел регулирования давления, система сглаживания волн давления (ССВД), а также технологические трубопроводы.

3.2. Наливные станции предназначаются для приема нефти из магистрального трубопровода в емкость и налива ее в железнодорожные цистерны. В состав технологических сооружений наливной станции входят: резервуарный парк, наливная насосная, железнодорожные наливные устройства, трубопроводы, фильтры-грязеуловители, узлы с предохранительными устройствами и узлы учета.

3.3. На магистральных нефтепроводах большой протяженности должна предусматриваться организация эксплуатационных участков, протяженностью от 400 до 600 км, обеспечивающих независимую работу нефтеперекачивающих станции по схеме "из насоса в насос", без использования емкости.

На начальных нефтеперекачивающих станциях эксплуатационных участков должна предусматриваться емкость. Емкость устанавливается также на нефтеперекачивающих станциях, где намечается осуществлять прием нефти с попутных промыслов или перераспределение ее грузопотоков в системе нефтепроводов. Состав технологических сооружений таких нефтеперекачивающих станций аналогичен головным.

3.4. Расстановка НПС должна производиться по возможности с учетом равномерного распределения давления по всем насосным нефтепроводам.

3.5. НПС должны размещаться, как правило, после перехода больших рек, на площадках с благоприятными топогеологическими условиями, а также возможно ближе к населенным пунктам, железным и шоссейным дорогам, источникам электроснабжения и водоснабжения.

3.6. Головные нефтеперекачивающие станции, находящиеся в начале магистральных нефтепроводов, рекомендуется, если это не противоречит специальным нормам, располагать на площадках центральных пунктов подготовки нефти, вблизи резервуарных парков использованием их емкости, систем энергоснабжения, водоснабжения, канализации и других подсобных сооружений.

При параллельной прокладке проектируемого нефтепровода со строящимися или действующими магистральными нефтепроводами НПС этого нефтепровода должны быть, как правило, совмещены с НПС строящихся или действующих нефтепроводов.

3.7. Подключение нефтепроводов к магистральным нефтепроводам должно выполняться только на НПС с емкостью, врезка промысловых нефтепроводов в магистральные нефтепроводы не допускается.

3.8. Все НПС на участках магистрального нефтепровода с одной и той же производительностью должны быть, как правило, оснащены однотипным оборудованием.

3.9. Для перекачки нефтей по магистральным нефтепроводам должны, как правило, применяться специальные насосы по ГОСТ 12124-80.

3.10. В случае, если расчетная производительность может быть обеспечена насосами с роторами на различную подачу, должен выбираться, как правило, ротор на меньшую подачу.

На период эксплуатации магистральных нефтепроводов до сооружения всех НПС должны предусматриваться сменные роторы для магистральных насосов.

3.11. Напор центробежных насосов должен приниматься в соответствии с требуемым давлением на НПС, как для условий обеспечения заданной производительности, так и для условия обеспечения максимальной суточной производительности нефтепровода. Создание напора должно обеспечиваться применением сменных роторов и их обрезкой. Характеристики сменных роторов принимаются по данным завода-изготовителя.

3.12. Число рабочих центробежных насосов в каждой магистральной насосной должны определяться, исходя из расчетного рабочего давления насосной, характеристики насоса, характеристик перекачиваемых нефтей, режима перекачки.

3.13. На каждую группу насосов при числе рабочих насосов до трех должна предусматриваться установка одного резервного насоса. При числе рабочих насосов от четырех до шести - два резервных насоса.

3.14. Работа всех нефтеперекачивающих насосных по схеме "из насоса в насос" без использования емкости должна предусматриваться в пределах эксплуатационных участков протяженностью до 600 км.

Допускается сокращение этого расстояния при горном рельефе.

3.15. На НПС с емкостью для подачи перекачиваемой нефти к основным насосам, если они не располагают необходимым кавитационным запасом, должна быть предусмотрена установка подпорных насосов. Подпорные насосы должны быть, как правило, вертикального исполнения.

В группе до четырех насосов должен предусматриваться один резервный насос.

На выходных линиях подпорных насосов до магистральных насосов должна устанавливаться арматура и оборудование, рассчитанные на давление не ниже 2,5 МПа (25 кг/см).

3.16. На НПС с емкостью должна предусматриваться установка узлов с предохранительными устройствами (прямого действия) для защиты от повышения давления в коммуникациях резервуарного парка и магистрального нефтепровода, а также коммуникаций и оборудования между подпорной и магистральной насосными.

Один узел должен устанавливаться на приемных трубопроводах резервуарного парка, а второй - между подпорной и магистральной насосными, а при наличии узла учета - между подпорной насосной и узлом учета нефти. Число рабочих устройств для первого узла рассчитывается на максимальный расход нефти по трубопроводу, а для второго узла - на 70% максимального расхода через НПС. На каждом узле следует предусматривать не менее 30% резервных предохранительных устройств от числа рабочих.

До и после каждого предохранительного устройства следует устанавливать отключающие задвижки с ручным приводом. В проекте следует указывать, что эти задвижки должны быть опломбированы в открытом положении.

Трубопроводы после предохранительных устройств должны быть уложены с уклоном не менее 0,002 в сторону зачистного насоса на самотечной линии в выделенные резервуары.