Пояснительная записка (1212307), страница 7
Текст из файла (страница 7)
Обследование узлов запуска и приема очистных и диагностических устройствдолжны выполняться два раза в год – весной и осенью, с целью определениявозможных перемещений обвязки узлов.3.9 Блоки измерения показателей количества и качества нефтиБлок измерений качества нефти (БИК) представляет собой мобильноезданиевблочно-модульномисполнении(блок-бокс)полнойзаводскойготовности с размерами в плане 3,0х1,35 м. Фундамент сооружения –монолитная железобетонная фундаментная плита на естественном основании.Блок измерений показателей качества нефти (БИК) устанавливается навходе НПС после фильтров грязеуловителей.ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм. Лист№ докум.Подпись Дата39Результаты измерений блоков измерений показаний качества нефти (БИК),предназначены для использования при расчетах технологических режимов работынефтепроводов.БИК на входе промежуточных НПС без резервуарного парка предусмотренна PN 4,0 МПа.Блок измерения показателей качества нефти (БИК) располагается вотдельномблок-боксе,теплоизолированнуюкоторыйконструкциюпредставляетзаводскойсобойзамкнутуюготовности,снабженнуюинженерными системами и системой автоматического поддержания температурывоздуха не ниже плюс 15°С.3.10 Резервуар вертикальный стальной со стационарной крышей емк.
5000м3Эксплуатационные 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 перспективуувеличения производительности МН до 60 млн.т/год)-8400 м3/ч;–расчетная производительность опорожнения-3600 м3/ч;–максимально допустимая скорость движения нефти в трубопроводахприемо-раздаточного узла в соответствии с ОР-23.020.00-079-14 -8,8 м/с;–Продукт-нефть по ГОСТ Р 51858-2002;ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.
Лист№ докум.Подпись Дата40–Плотность продукта843 - 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 поРД-23.020.00-КТН-018-14[38]-минус 38°С;–Цикличность нагружения-не более 350 циклов в год;–Нормативный срок эксплуатации-50 лет;–Межремонтный интервал-20 лет.Принятое конструктивное решение оснований резервуаров:- монолитный железобетонный фундамент резервуара;- подушка из песка средней крупности по ГОСТ 25100-2011 с послойнымуплотнением слоями толщиной 200 мм, коэффициент уплотнения К=0,94;- противофильтрационный экран из однослойной полимерной пленкивысокой плотности толщиной 1,0 мм, уложенной с уклоном от кольцевогофундамента к центру резервуара;- подушка из песка средней крупности по ГОСТ 25100-2011 с послойнымуплотнением слоями толщиной 200 мм, коэффициент уплотнения К=0,94;- гидрофобный слой толщиной 50 мм под днищем резервуара (покольцевому фундаменту толщиной 20 мм) из высокоплотного асфальтобетонамарки I по ГОСТ 9128-2009, с остаточной пористостью от 1,0 до 2,5%,песчаного, с размерами зерен до 5 мм, с устройством уклона от центра кокрайке днища резервуара.ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.
Лист№ докум.Подпись Дата413.11 Резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей емк. 50000м3Эксплуатационные параметры резервуара РВСПК-50000:–Внутренний диаметр резервуара-60,7 м;–Высота стенки резервуара-18,1 м;–Геометрический объём (цилиндрической части) -52377 м3;–Максимальный уровень взлива воды при гидроиспытании-17,157 м;–Верхний аварийный уровень (Н верх. авар.)-17,151 м;–Верхний допустимый уровень (Н верх. доп.)-16,916 м;–Верхний нормативный уровень (Н верх. норм.)-16,191 м;–Нижний аварийный уровень взлива нефти-1,626 м;–Нижний допустимый уровень (Н нижн.
доп.)-2,203 м;–Нижний нормативный уровень (Н нижн. норм.)-2,447 м;–Расчетная производительность заполнения опорожнения (из расчетана перспективу увеличения производительности МН до 60 млн.т/год)-8400 м3/ч;–Максимально-допустимая скорость движения плавающей крышипри заполнении-опорожнении резервуара -4,0 м/ч;–Максимально допустимая скорость движения нефти в трубопроводахприемо-раздаточного узла-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;–Расчетная температура основных металлоконструкций резервуара поРД-23.020.00-КТН-018-14[38]-минус 38°С;–Цикличность нагружения-не более 350 циклов в год;–Нормативный срок эксплуатации-50 лет;–Межремонтный интервал-20 лет.ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.
Лист№ докум.Подпись Дата42Принятое конструктивное решение фундамента резервуара – монолитнаяжелезобетонная плита на свайном основании.Конструктивное решение основания резервуара:- монолитный железобетонный фундамент резервуара;- подушка из песка средней крупности по ГОСТ 25100-2011 толщиной от386 до 100 мм с послойным уплотнением слоями толщиной 200 мм, коэффициентуплотнения К=0,94;- противофильтрационный экран из однослойной полимерной пленкивысокой плотности толщиной 1,0 мм, уложенной с уклонами от центрарезервуара и фундамента резервуара;- подушка из песка средней крупности по ГОСТ 25100-2011 толщиной от584 до 1174 мм с послойным уплотнением слоями толщиной 200 мм,коэффициент уплотнения К=0,94;- гидрофобный слой толщиной 50 мм под днищем резервуара (помонолитному железобетонному фундаменту толщиной 20 мм) из высокоплотногоасфальтобетона марки I по ГОСТ 9128-2009, с остаточной пористостью от 1,0 до2,5%, песчаного, с размерами зерен до 5 мм, с устройством уклона от центра кокрайке днища резервуара.3.12 Резервуар для хранения топливаДля хранения топлива в проекте предусмотрены резервуары – подземныйи надземный, горизонтальные, стальные заводского изготовления емкостью 1 и 5м3.Конструктивныерешенияпоустановкенадземногостальногогоризонтального резервуара объемом 5 м3 для хранения топлива включают себяустройство фундаментов монолитных железобетонных столбчатых, на которыхрасполагается резервуар и устройство открытой бетонной площадки с размерамив плане 5,5 х 6,0 м.ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.
Лист№ докум.Подпись Дата433.13 Кабельная эстакадаДля надземной прокладки участков трубопроводов теплотрассы, кабелейэлектроснабжения, автоматики и связи проектом предусмотрено строительствосовмещенной многоярусной эстакады.Конструктивные решения по устройству совмещенной эстакады включаютв себя разработку конструкций стоек, пролетных строений (балок, ферм), навесадля защиты кабелей от солнечной радиации и атмосферных осадков,фундаментов под стойки совмещенной эстакады.3.14 Система электроснабженияВнешнееэлектроснабжениепотребителейНПСсуществующее,выполнено на напряжение 10 кВ.На подстанции установлены два силовых трансформатора 220/10 кВединичной мощностью 25 МВА. Мощность каждого трансформатора ПСобеспечивает нагрузку всех электроприемников НПС.Проектомпредусматриваетсяподключение:четырехасинхронныхэлектродвигателей вновь проектируемой подпорной насосной; одного вновьустанавливаемого электродвигателя в составе агрегата насосной станциипожаротушения в дополнение к двум существующим; двух трансформаторовКТП.ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.
Лист№ докум.Подпись Дата443.15 Система водоснабженияНатерриториисуществующейплощадкипроектом предусмотренапрокладка участков подключения водопроводных сетей системы В9 и системыВ1.Проектируемые участки водоводов от точек врезки в существующие сетидо проектируемых резервуаров противопожарного запаса воды предусмотрены изтруб, стальных DN108х4,0.3.16 Система водоотведенияК строительству принята канализационная насосная станция полнойзаводскойготовности,вкомплектно-блочномисполнении.Станциикомплектуются насосным, силовым и иным необходимым для работы вавтоматическом режиме оборудованием, запорно-регулирующей арматурой иконтрольно-измерительными приборами.3.17 АвтоматизацияЕдиная система управления (ЕСУ) должна обеспечивать безаварийнуюработу нефтепровода по заданным режимам при реализации малолюднойтехнологии управления.ЕСУ должна строиться как единая территориально распределённаясистема.
В составе ЕСУ ТС ВСТО II выделяются следующие уровни:– верхний уровень - программно-технический комплекс ЕСУ в центреуправления ТДП «Хабаровск»;– средний уровень - программно-технические комплексы ЕСУ в центрахуправления РДП «Белогорск» и РДП «Дальнереченск»;ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм. Лист№ докум.Подпись Дата45– нижний уровень - программно-технические комплексы ЕСУ в МДП(операторных НПС), системы автоматизации и телемеханизации НПС и объектовлинейной части в зоне ответственности НПС.Системы автоматизации НПС должны быть построены на основемикропроцессорных средств, распределены по территориальному принципу,обеспечивать контроль и управление технологическим процессом, основным ивспомогательным оборудованием на участке ТС ВСТО, находящемся в зонеответственности соответствующей НПС, из МДП НПС, из РДП и ТДП.В составе комплекса технических средств системы автоматизации ителемеханизации технологических объектов НПС предусматриваются:– автоматизированноерабочееместо(АРМ)оператораНПСдвухмониторный (основной и резервный);– АРМ инженера - электроника и мониторинга;– АРМ КНП (контроль нормативных параметров) и оператора ЛЧ(контроль состояния линейного участка линейной телемеханики (ЛТМ) впределах зоны ответственности промежуточной НПС) двухмониторный;– АРМ системы измерения уровня (СИУ);– АРМ СИКН (основной и резервный в операторной СИКН и удалённый вМДП) для НПС, имеющих в своём составе СИКН;– принтеры для автоматической построчной и обычной печати;– общестанционный (основной и резервный) программно-логическийконтроллер (ПЛК), обеспечивающий сбор информации, ее обработку, решениеприкладных задач управления и контроля НПС, обмен информацией с системойтелемеханизации (серверами);– серверы ввода-вывода АСУ ТП (основной и резервный) для организациипередачи данных станционной телемеханики в РДП, ТДП;– серверы ввода-вывода ЛТМ (основной и резервный) для организацииобмена данными с системой ЛТМ;– серверы приложений (основной и резервный) для хранения историисообщений и значений технологических параметров, передачи полного объёмаЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
