Антиплагиат (1212300), страница 7
Текст из файла (страница 7)
41На НПС-27 находятся 4 подпорных насоса марки НПВ 3600-90,подключенных параллельно. Схема работы: 3 рабочих насоса, один в резерве.Подпорная насосная станция размещается на открытой бетонной площадкеи имеет размеры 62,0 х 9,0 м.Площадка выполнена из армированного бетона толщиной 100 мм с уклоном0,003 в сторону приямка. размерами 1,0х1,0х1,0 м, перекрытого просечновытяжным листом. Площадка по периметру огораживается монолитным бортомшириной 150 мм и высотой 500 мм.3.5 Фильтры-грязеуловителиНа 1 НПС используются горизонтальные фильтры-грязеуловители приняты всоответствии с 1 требованиями СТТ-08.00-60.30-КТН-019-1-05 [21] с изменениями вчасти климатического исполнения.На НПС устанавливаются 3 горизонтальных фильтра-грязеуловителя (2рабочих и 1 резервный) со следующими основными параметрами:– номинальный диаметр присоединяемого трубопровода DN 1000;– максимальный расход через один фильтр - 7200 м3/ч.– рабочее давление 4,0 МПа, 6,3 МПа;– исполнение по сейсмостойкости в зависимости от места расположения 1НПС: сейсмостойкое исполнение С ( сейсмичность свыше 6 до 9 балловвключительно);– климатическое исполнение У1 и УХЛ 1;– класс взрывоопасности установки 1.2 (В-1г).
1Количество фильтров-грязеуловителей принято с учетом полного развитиямагистрального нефтепровода BCTO-II. Фильтры устанавливаются надземно наопорах.3.6 Камера запуска, приема средств очистки и диагностикиДля проведения диагностирования линейной части магистральногонефтепровода предусматриваются стационарные узлы пуска-приема средствочистки и диагностики (СОД).Максимальная протяженность участка магистрального нефтепроводамежду узлами пуска-приема СОД 19 должна составлять не более 280 км. 19На узле пропуска СОД предусматривается установка ультразвуковыхрасходомеров, устанавливаемых в стандартные колодцы КТ.
Установка датчиковдавления предусматривается в отдельных колодцах КТ.Размещение узлов пуска-приема СОД обеспечивают прием и запусккомбинированных внутритрубных диагностических приборов.Строительная часть узлов пуска - приема 6 СОД включает в себяфундаменты под технологическое оборудование, опоры под трубную обвязку,площадки обслуживания технологического оборудования и 25 ограждениетерритории узла.Технологическое оборудование размещается в приямках с засыпкойлегковыемным материалом. Толщина слоя засыпки определяется расстоянием отуровня на 200 мм ниже фланца корпуса задвижки до сальникового узла.Сальниковый узел должен находиться выше 6 уровня засыпки.
18Для обслуживания задвижек 6 предусмотрены разборные металлическиеплощадки обслуживания. 6Фундаменты под технологическое оборудование 6 выполняются взависимости от инженерно геологических условий строительства из монолитногожелезобетона на свайном основании 109 или на естественном основании. 109Камеры пуска и приема СОД располагаются на прямоугольныхжелезобетонных площадках, огороженных бордюрным камнем 25 высотой не менее0,2 м и уклоном 0,002 в сторону приямка размером 1,0×1,0×1,0 м. 25Подземные емкости для сбора нефти при аварии 25 приняты с пригрузомпротив всплытия. Над емкостью выполняется асфальтобетонная отмостка,соответствующая размеру фундамента под емкость и уклонами от центра не менее0,05.
6Территория узлов огораживается продуваемым забором высотой 2,5м,состоящим из наборных секций из стальной оцинкованной сетки с квадратнымиячейками 50×50 мм и диаметром проволоки 5 мм по стойкам из труб диаметром100 мм. 6 Стойки ограждения привариваются к основанию выполненного из трубы500 6 мм, выполняющей функцию противоподкопного устройства. Основание 6заглубленно до половины образующей снаружи ограждения.
6 По верху огражденияустановливается козырек АКЛ диаметром 500 мм, установленный на V образныестойки.Внутри площадка засыпается щебнем фракцией 20-40 мм толщиной100 мм.3.7 Узел регулирования давления магистрального нефтепроводаДля поддержания заданных величин давлений (минимального на входе имаксимального на выходе МН) предусматривается регулирование давленияметодом дросселирования, или, при соответствующем обосновании, применениемгидромуфт или электропривода с регулируемым числом оборотов.Узел регулирования должен состоять не менее чем из двух регулирующихустройств. Схема узла регулирования обеспечивает равномерное распределениепотока и предусматривает прямые участки до и после регулирующих устройствдлиной не менее 5 диаметров.
1Выбор параметров регулирующих устройств осуществлен с учетомобеспечения регулирования при отключении одного из регулирующих устройств иперепада давления при отсутствии регулирования, равного 2030 кПа при двухработающих устройствах. Максимальный перепад принят равным полному напору 1одного магистрального насоса при подаче, равной пропускной способности 1нефтепровода. 9Узел регулирования давления размещается на открытой бетонной площадкеразмерами 4,0х12,0 м.На участке трубопровода после МН до узла регулирования должен бытьустановлен быстродействующий обратный клапан (без демпфера).Для 9 исключения самотечного схода нефти с перевальных точекмагистрального нефтепровода в случае его плановой остановки, а также дляисключения самотечных участков на стационарных режимах с минимальнойпроизводительностью МН на входе НПС No27 устанавливается узелрегулирования давления «до себя».3.8 Запорная арматураПод задвижки запроектированы монолитные железобетонные фундаментыиз бетона класса В25 F150 W6, армированные сетками из арматуры класса А-III.Для опирания задвижек и стальных опор при бетонировании в фундаментахустанавливаются изделия закладные.К 2 установке на линейной части нефтепровода приняты задвижки шиберныепо ОТТ-23.060.30-КТН-246-08 [23]:– условный проход DN 1000;– номинальное давление 6,3 МПа; 8 МПа;– перепад рабочего давления на затворе 3 МПа; 7 МПа;– тип присоединения к трубопроводу - под сварное соединение;– тип управления - от электропривода;– исполнение по сейсмостойкости:- не сейсмостойкое СО (сейсмичность до 6 баллов включительно);- 17 сейсмостойкое С ( сейсмичность свыше 6 до 9 баллов включительно);- 17 повышенной сейсмостойкости (сейсмичность свыше 9 баллов до 10баллов включительно);– климатическое исполнение У и ХЛ (УХЛ) с категорией размещения 1.В соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85* [7],РД-153-39.4-113-01 [24] и РД-16.01-74.20.00-КТН-058-1-05 [25] в проектепредусмотрена установка узлов запорной арматуры:– на обоих берегах подводных переходов категории «В» (задвижкиразмещаются выше отметок горизонта высоких вод ( 19 ГВВ) 10% обеспеченности ивыше отметок ледохода);– на узлах камер пуска и приема СОД;– на узлах подключения к НПС;– на линейной части, размещенных в пониженных местах рельефаместности на расстоянии, не превышающем 30 км;Расстановка задвижек выполняется из условий:– минимального необходимого количества задвижек;– минимизации объема истечения нефти из трубопровода в случае авариипосле закрытия задвижек;– минимизации объема неоткачиваемой нефти при проведении ремонтныхработ.
19Не допускается установка узлов запорной арматуры на 19 участкахлокального естественного понижения рельефа (овраг и т.д.), на заболоченных иобводненных участках, во избежание подтопления площадки и подъездных путейво время паводка и дождей.После расстановки задвижек на подводных переходах категории «В», узлахпуска, приема 19 СОД, а также узлах подключения НПС, выполняется установказадвижек на линейной части, так чтобы минимизировать объем истечения нефтииз нефтепровода в случае аварии после перекрытия задвижек и обеспечитьмаксимально освобождение трубопровода от нефти при проведении ремонтныхработ. Расстояние между задвижками должно составлять не более 30 км. 19Узлы запорной арматуры, изображенные на рисунке 3.4, размещаются вприямках с засыпкой легкоизвлекаемым материалом.
Сальниковые узлы должнынаходиться выше уровня засыпки. Для 18 обслуживания задвижек 6 предусмотрены 6разборные металлические площадки обслуживания. 6Рисунок 3.4 – Схема расположения узла запорной арматурыФундаменты под запорную арматуру выполняются в зависимости отинженерно геологических условий строительства из монолитного железобетонаили сборного железобетона в соответствии (СНИП 2.02.01-83*[26]).Территория узла огораживается продуваемым забором высотой 2,5 м,состоящим из наборных секций из стальной сварной оцинкованной сетки сквадратными ячейками 50×50 мм и диаметром проволоки 5 мм по стойкам из трубдиаметром 100 мм.
6Стойки ограждения привариваются к основанию выполненного из трубы 6Dn 500, которая выполняет функцию противоподкопного устройства. Основаниезаглублено до половины образующей снаружи ограждения. В 6 ограждениипредусмотрена калитка размером 1,0×2,0 м, имеющая запорное устройство.По верху ограждения установить козырек AKJI диаметром 500 мм,установленный на V-образные стойки.Площадка территории узла запорной арматуры внутри ограждения 6засыпается мелким щебнем фракцией 20-40 мм 6 толщиной слоя 100 мм.Техническое обслуживание запорной арматуры должно проводитьсясогласно годовым планам – графикам, утвержденным руководством.Не менее одного раза в месяц следует проводить: 1– внешний осмотр запорной арматуры с целью выявления утечек 1 нефти;– 12 проверку наличия смазки в редукторе и ванне конечных выключателей,отсутствия мелких поломок и неисправностей, наличия колпаков для защитыштока от пыли, грязи, осадков, наличия четко обозначенных знаков и надписей,указателей положения штока;– устранение всех выявленных при внешнем осмотре недостатков;– устранение при необходимости, с наружных поверхностей кранов,площадок грязи, ржавчины, льда, воды, 1 подтеков масла.Подтяжка сальников проводится, по необходимости, но не реже двух раз вгод.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
