Пояснительная записка (1212306), страница 5

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 5)

Максимальная протяженность участка магистрального нефтепровода между узлами пуска-приема СОД должна составлять не более 280 км.

На узле пропуска СОД предусматривается установка ультразвуковых расходомеров, устанавливаемых в стандартные колодцы КТ. Установка датчиков давления предусматривается в отдельных колодцах КТ.

Размещение узлов пуска-приема СОД обеспечивают прием и запуск комбинированных внутритрубных диагностических приборов.

Строительная часть узлов пуска - приема СОД включает в себя фундаменты под технологическое оборудование, опоры под трубную обвязку, площадки обслуживания технологическог о оборудования и ограждение территории узла.

Технологическое оборудование размещается в приямках с засыпкой легковыемным материалом. Толщина слоя засыпки определяется расстоянием от уровня на 200 мм ниже фланца корпуса задвижки до сальникового узла. Сальниковый узел должен находиться выше уровня засыпки.

Для обслуживания задвижек предусмотрены разборные металлические площадки обслуживания.

Фундаменты под технологическое оборудование выполняются в зависимости от инженерно геологических условий строительства из монолитного железобетона на свайном основании или на естественном основании.

Камеры пуска и приема СОД располагаются на прямоугольных железобетонных площадках, огороженных бордюрным камнем высотой не менее 0,2 м и уклоном 0,002 в сторону приямка размером 1,0×1,0×1,0 м.

Подземные емкости для сбора нефти при аварии приняты с пригрузом против всплытия. Над емкостью выполняется асфальтобетонная отмостка, соответствующая разме ру фундамента под емкость и уклонами от центра не менее 0,05.

Территория узлов огораживается продуваемым забором высотой 2,5м, состоящим из наборных секций из стальной оцинкованной сетки с квадратными ячейками 50×50 мм и диаметром проволоки 5 мм по стойкам из труб диаметром 100 мм. Стойки ограждения привариваются к основанию выполненного из трубы 500 мм, выполняющей функцию противоподкопного устройства. Основание заглубленно до половины образующей снаружи ограждения. По верху ограждения установливается козырек АКЛ диаметром 500 мм, установленный на V образные стойки.

Внутри площадка засыпается щебнем фракцией 20-40 мм толщиной
100 мм.

1. Узел регулирования давления магистрального нефтепровода

Для поддержания заданных величин давлений (минимального на входе и максимального на выходе МН) предусматривается регулирование давления методом дросселирования, или, при соответствующем обосновании, применением гидромуфт или электропривода с регулируемым числом оборотов.

Узел регулирования должен состоять не менее чем из двух регулирующих устройств. Схема узла регулирования обеспечивает равномерное распределение потока и предусматривает прямые участки до и после регулирующих устройств длиной не менее 5 диаметров.

Выбор параметров регулирующих устройств осуществлен с учетом обеспечения регулирования при отключении одного из регулирующих устройств и перепада давления при отсутствии регулирования, равного 2030 кПа при двух работающих устройствах. Максимальный перепад принят равным полному напору одного магистрального насоса при подаче, равной пропускной способности нефтепровода.

Узел регулирования давления размещается на открытой бетонной площадке размерами 4,0х12,0 м.

На участке трубопровода после МН до узла регулирования должен быть установлен быстродействующий обратный клапан (без демпфера).

Для исключения самотечного схода нефти с перевальных точек магистрального нефтепровода в случае его плановой остановки, а также для исключения самотечных участков на стационарных режимах с минимальной производительностью МН на входе НПС №27 устанавливается узел регулирования давления «до себя».

1. Запорная арматура

Под задвижки запроектированы монолитные железобетонные фундаменты из бетона класса В25 F150 W6, армированные сетками из арматуры класса А-III. Для опирания задвижек и стальных опор при бетонировании в фундаментах устанавливаются изделия закладные.

К установке на линейной части нефтепровода приняты задвижки шиберные по 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);

• сейсмостойкое С (сейсмичность свыше 6 до 9 баллов включительно);

• повышенной сейсмостойкости (сейсмичность свыше 9 баллов до 10 баллов 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 проекте предусмотрена установка узлов запорной арматуры:

• на обоих берегах подводных переходов категории «В» (задвижки размещаются выше отметок горизонта высоких вод (ГВВ) 10% обеспеченности и выше отметок ледохода);

• на узлах камер пуска и приема СОД;

• на узлах подключения к НПС;

• на линейной части, размещенных в пониженных местах рельефа местности на рассто янии, не превышающем 30 км;

Расстановка задвижек выполняется из условий:

• минимального необходимого количества задвижек;

• минимизации объема истечения нефти из трубопровода в случае аварии после закрытия задвижек;

• минимизации объема неоткачиваемой нефти при проведении ремонтных работ.

Не допускается установка узлов запорной арматуры на участках локального естественного понижения рельефа (овраг и т.д.), на заболоченных и обводненных участках, во избежание подтопления площадки и подъездных путей во время паводка и дождей.

После расстановки задвижек на подводных переходах категории «В», узлах пуска, приема СОД, а также узлах подключения НПС, выполняется установка задвижек на линейной части, так чтобы минимизировать объем истечения нефти из нефтепровода в случае аварии после перекрытия задвижек и обеспечить максимально освобождение трубопровода от нефти при проведении ремонтных работ. Расстояние между задвижками должно составлять не более 30 км.

Узлы запорной арматуры, изображенны е на рисунке 3.4, размещаются в приямках с засыпкой легкоизвлекаемым материалом. Сальниковые узлы должны находиться выше уровня засыпки. Для обслуживания задвижек предусмотрены разборные металлические площадки обслуживания.

Рисунок 3.4 – Схема расположения узла запорной арматуры

Фундаменты под запорную арматуру выполняются в зависимости от инженерно геологических условий строительства из монолитного железобетона или 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 с квадратными ячейками 50×50 мм и диаметром проволоки 5 мм по стойкам из труб диаметром 100 мм.

Стойки ограждения привариваются к основанию выполненного из трубы Dn 500, которая выполняет функцию противоподкопного устройства. Основание заглублено до половины образующей снаружи ограждения. В ограждении предусмотрена 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 засыпается мелким щебнем фракцией 20-40 мм толщиной слоя 100 мм.

Техническое обслуживание запорной арматуры должно проводиться согласно годовым планам – графикам, утвержденным руководством.

Не менее одного раза в месяц следует проводить:

• внешний осмотр з апорной арматуры с целью выявления утечек нефти;

• проверку наличия смазки в редукторе и ванне конечных выключателей, отсутствия мелких поломок и неисправностей, наличия колпаков для защиты штока 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, подтеков масла.

Подтяжка сальников проводится, по необходимости, но не реже двух раз в год. Обследование узлов запуска и приема очистных и диагностических устройств должны выполняться два раза в год – весной и осенью, с целью определения возможных перемещений обвязки узлов.

1. Блоки измерения показателей количества и качества нефти

Блок измерений качества нефти (БИК) представляет собой мобильное здание в блочно-модульном исполнении (блок-бокс) полной заводской готовности с размерами в плане 3,0х1,35 м. Фундамент сооружения – монолитная железобетонная фундаментная плита на естественном основании.

Блок измерений показателей качества нефти (БИК) устанавливается на входе НПС после фильтров грязеуловителей.

Результаты измерений блоков измерений показаний качества нефти (БИК), предназначены для использования при расчетах технологических режимов работы нефтепроводов.

БИК на входе промежуточных НПС без резервуарного парка предусмотрен на PN 4,0 МПа.

Блок измерения показателей качества нефти (БИК) располагается в отдельном блок-боксе, который представляет собой замкнутую теплоизолированную конструкцию заводской готовности, снабженную инженерными системами и системой автоматического поддержания температуры воздуха не ниже плюс 15°С.

1. Резервуар вертикальный стальной со стационарной крышей емк. 5000 м3

Эксплуатационные параметры резервуара РВС 5000:

• внутренний диаметр резервуара-22,8 м;

• высота стенки резервуара-11,94 м;

• геометрический объём (цилиндрической части)-4878 м3;

• максимальный уровень взлива воды при гидроиспытании-11,587 м;

• верхний аварийный уровень (Н верх. авар.)-11,587 м;

• верхний допустимый уровень (Н верх. доп.)-9,871 м;

• нижний аварийный уровень взлива нефти-0,223 м;

• нижний допустимый уровень (Н нижн. доп.)-0,652 м;

• нижний нормативный уровень (Н нижн. норм.) -1,681 м;

• расчетная производительность заполнения (из расчета на перспективу увеличения производительности МН до 60 млн.т/год)-8400 м3/ч;

• расчетная производительность опорожнения-3600 м3/ч;

• максимально допустимая скорость движения нефти в трубопроводах приемо-раздаточного узла в соответствии с ОР-23.020.00-079-14 -8,8 м/с;

• Продукт-нефть по ГОСТ Р 51858-2002;

• Плотность продукта 843 - 865 кг/м3 при 20˚С;

• Сейсмическая активность-7 баллов и менее;

• Расчетное значение веса снегового покрова-0,8 кПа;

• Нормативное значение ветрового давления-0,38 кПа;

• Внутреннее избыточное давление-2,0 кПа;

• Вакуум-0,25 кПа;

• Расчетная температура основных металлоконструкций резервуара по РД-23.020.00-КТН-018-14[38]-минус 38°С;

• Цикличность нагружения-не более 350 циклов в год;

• Нормативный срок эк сплуатации-50 лет;

• Межремонтный интервал-20 лет.

Принятое конструктивное решение оснований резервуаров:

Характеристики

Список файлов ВКР