ГОСТ 34737-2021 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Перекачивающие станции. Проектирование (с Поправками)

     7.5 Защита по давлению технологических трубопроводов и оборудования

7.5.1 Для защиты по давлению технологических трубопроводов на НПС с РП предусматривают установку узлов с предохранительной арматурой:

- на приемном технологическом трубопроводе с точкой подключения за ФГУ по потоку нефти/нефтепродуктов (СППК N 1);

- между подпорной насосной и магистральной насосной станциями (СППК N 2).

Число предохранительных клапанов: для первого узла (СППК N 1) рассчитывают на максимальную расчетную пропускную способность нефтепровода/нефтепродуктопровода, а для второго узла (СППК N 2) - на 70% от максимальной расчетной пропускной способности нефтепровода/нефтепродуктопровода.

На каждом узле предусматривают по одному резервному предохранительному клапану.

Сброс нефти/нефтепродуктов от узла с предохранительной арматурой предусматривают в резервуары аварийного сброса. Объем резервуаров аварийного сброса определяют в соответствии с ГОСТ 34563.

Номинальное давление трубопровода между ПНС и МНС принимают не ниже 2,5 МПа.

Примечание - На стадии проектирования необходимо уточнять требуемую производительность сброса от СППК N 2 и объем сброса по результатам расчетов нестационарных режимов работы технологического участка МТ, моделирующих внезапное отключение МНС при отсутствии энергоснабжения, в том числе при отказе затвора обратного на выходе МНС.

7.5.2 Давление настройки предохранительных клапанов выбирают из условия создания запаса 0,2 МПа над рабочим давлением в точке подключения предохранительных клапанов. Рабочее давление в трубопроводе между ПНС и МНС принимают при максимальном уровне нефти/нефтепродукта в резервуаре, при давлении, развиваемом ПНА при нулевой подаче, а также с учетом разности геодезических отметок между днищем резервуара и высотной отметкой установки предохранительного клапана.

7.5.3 Для повышения надежности защиты по давлению технологических трубопроводов РП допускают оснащение узла СППК на входе НПС с РП (СППК N 1) автоматически открывающейся по давлению запорной арматурой, установленной параллельно данному узлу. Давление открытия запорной арматуры принимают не менее давления настройки предохранительного клапана.

7.5.4 Для дополнительной защиты линейной части МТ от превышения давления (при закрытии запорной арматуры, установленной до площадки с предохранительной арматурой на приеме НПС с РП) допускается установка до узла подключения станции (на входе НПС с РП, до запорной арматуры подключения НПС) автоматически открывающейся запорной арматуры со сбросом нефти/нефтепродукта в резервуары аварийного сброса.

Установку вышеуказанной запорной арматуры выполняют только при наличии обоснования применения данного вида защиты НПС с РП.

В случае, если технологический участок МТ оснащен или оснащается в соответствии с проектом системой автоматизации технологического участка МТ, расчет нестационарных режимов работы технологического участка МТ с целью проверки необходимости установки автоматически открывающейся запорной арматуры выполняют с учетом работы автоматических защит данной системы. В случае, если действия системы автоматизации технологического участка МТ обеспечивают непревышение допустимого рабочего давления линейной части МТ и приемного трубопровода НПС с РП, автоматически открывающуюся запорную арматуру не устанавливают.

Время открытия автоматически открывающейся запорной арматуры принимают не более половины времени закрытия запорной арматуры, установленной от узла подключения НПС до узла СППК на входе НПС с РП.

7.5.5 До и после каждого предохранительного клапана в узлах СППК устанавливают отключающую запорную арматуру с ручным управлением. Запорную арматуру рабочих клапанов опломбировывают в открытом положении.

7.5.6 На НПС допускают установку ССВД, обеспечивающей снижение воздействия на трубопроводы волны давления, возникающей при нестационарных режимах работы технологического участка МТ. Сброс потока нефти/нефтепродуктов от ССВД предусматривают в резервуары горизонтальные стальные. ССВД устанавливают на трубопроводе приемной линии НПС после фильтров-грязеуловителей. Установку ССВД обосновывают расчетами нестационарных режимов работы участка МТ.

7.5.7 При проектировании НПС учитывают возможность повышения давления в секциях трубопровода линейной части и в технологических трубопроводах при нестационарных процессах, характеризующихся изменением давления вдоль трассы МТ во времени (волны давления) в результате отключения НПС.

7.5.8 На НПС с РП при установке предохранительных клапанов только между подпорной и магистральной насосной станциями для определения объема сброса нефти/нефтепродукта выполняют расчеты нестационарных процессов, влияющих на условия отключения магистральной насосной станции.