Пояснительная записка (1212307), страница 6
Текст из файла (страница 6)
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 суклоном 0,003 в сторону приямка. размерами 1,0х1,0х1,0 м, перекрытогопросечно-вытяжнымлистом.Площадкапопериметруогораживаетсямонолитным бортом шириной 150 мм и высотой 500 мм.3.5 Фильтры-грязеуловителиНа НПС используются горизонтальные фильтры-грязеуловители принятывсоответствиистребованиямиСТТ-08.00-60.30-КТН-019-1-05[21]сизменениями в части 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 расположенияНПС: сейсмостойкое исполнение С (сейсмичность свыше 6 до 9 балловвключительно);ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.
Лист№ докум.Подпись Дата33– климатическое исполнение У1 и УХЛ 1;– класс взрывоопасности установки 1.2 (В-1г).Количество 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 должна составлять не более 280 км.На 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 СОД включает в себяфундаменты под технологическое оборудование, опоры под трубную обвязку,площадкиобслуживаниятехнологическогооборудованияиограждениетерритории 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 уровня засыпки.Для обслуживания задвижек предусмотрены разборные металлическиеплощадки обслуживания.ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.
Лист№ докум.Подпись Дата34Фундаментыподтехнологическоеоборудованиевыполняютсявзависимости от инженерно геологических условий строительства из монолитногожелезобетона на свайном основании или на естественном основании.Камеры пуска и приема СОД располагаются на прямоугольныхжелезобетонных площадках, огороженных бордюрным камнем высотой не менее0,2 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 пригрузомпротив всплытия.
Над емкостью выполняется асфальтобетонная отмостка,соответствующая размеру фундамента под емкость и уклонами от центра неменее 0,05.Территория 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. Стойки ограждения привариваются к основанию выполненного из трубы500 мм, выполняющей функцию противоподкопного устройства.
Основаниезаглубленно до половины образующей снаружи ограждения. По верхуограждения установливается козырек АКЛ диаметром 500 мм, установленный наV образные стойки.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 распределениеЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.
Лист№ докум.Подпись Дата35потока и предусматривает прямые участки до и после регулирующих устройствдлиной не менее 5 диаметров.Выбор параметров регулирующих устройств осуществлен с учетомобеспечения регулирования при отключении одного из регулирующих устройстви перепада давления при отсутствии регулирования, равного 2030 кПа при двухработающих устройствах. Максимальный перепад принят равным полномунапору одногомагистральногонасосаприподаче, равнойпропускнойспособности нефтепровода.Узел регулирования давления размещается на открытой бетоннойплощадке размерами 4,0х12,0 м.На участке трубопровода после МН до узла регулирования должен бытьустановлен быстродействующий обратный клапан (без демпфера).Для исключения самотечного схода нефтис перевальных точекмагистрального нефтепровода в случае его плановой остановки, а также дляисключения самотечных участков на стационарных режимах с минимальнойпроизводительностьюМНнавходеНПС№27устанавливаетсяузелрегулирования 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 установке на линейной части нефтепровода приняты задвижкишиберные 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;ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.
Лист№ докум.Подпись Дата36– 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 10баллов включительно);– климатическое исполнение У и ХЛ (УХЛ) с категорией размещения 1.ВсоответствиистребованиямиСНиП2.05.06-85*[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 (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.Не допускается установка узлов запорной арматуры на 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»,узлах пуска, приема СОД, а также узлах подключения НПС, выполняетсяустановка задвижек на линейной части, так чтобы минимизировать объемЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.
Лист№ докум.Подпись Дата37истечения нефти из нефтепровода в случае аварии после перекрытия задвижек иобеспечить максимально освобождение трубопровода от нефти при проведенииремонтных работ. Расстояние между задвижками должно составлять не более 30км.Узлы запорной арматуры, изображенные на рисунке 3.4, размещаются вприямках с засыпкой легкоизвлекаемым материалом. Сальниковые узлы должнынаходиться выше уровня засыпки. Для обслуживания задвижек предусмотреныразборные металлические площадки обслуживания.Рисунок 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.Стойки ограждения привариваются к основанию выполненного из трубыDn 500, которая выполняет функцию противоподкопного устройства.
ОснованиеЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм. Лист№ докум.Подпись Дата38заглублено до половины образующей снаружи ограждения. В 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 ограждениязасыпается мелким щебнем фракцией 20-40 мм толщиной слоя 100 мм.Техническое обслуживание запорной арматуры должно проводитьсясогласно годовым планам – графикам, утвержденным руководством.Не менее одного раза в месяц следует проводить:– внешний осмотр запорной арматуры с целью выявления утечек нефти;– 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, 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}
