Referat.me

Название: Требования на поставку оборудования и трубопроводов

Вид работы: реферат

Рубрика: Транспорт

Размер файла: 280,72 Kb

Скачать файл: referat.me-338823.docx

Краткое описание работы: МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ

Требования на поставку оборудования и трубопроводов

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра «Сооружение и ремонт газонефтепроводов

и газонефтехранилищ»

Руководитель практики

от производства

________________________ Фамилия И.О.

М.П. подпись

1.5 Интервал, 14 TimesNewRoman, выравнивание в тексте по ширине

печать на титулке и путевке,

Названия разделов большими буквами, после названия раздел одну строку пропускаем, левый отступ в каждом абзаце,

В введение 1 стр достаточно

Филиал ОАО «СТРОЙТРАНСГАЗ» в г. Уфа

Отчет о производственной практике №2

0200.077608. О22

Выполнил студент гр. БМТ-07-01 Гареев И. Р.

Руководитель практики Каримов Р.М.

Уфа 2010

Содержание

ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………………3

1. Продолжительность строительства…………………………………………..5

2. Назначение объекта……………………………………………..……………..6

3. Состав сооружений объектов НПС-1………………………………………… 7

4. Требования на поставку оборудования и трубопроводов…………………13

5. Противопожарные мероприятия……………………………………………...14

6. Воздействие на окружающую среду в период эксплуатации НПС………..14

7. Подогрев нефти………………………………………………………………...15

8. Топливоснабжение…………………………………………………………….15

9. Водоснабжение………………………………………………………………...16

10. Пожаротушение………………………………………………………………17

11. Технологические трубопроводы и сети канализации……………………..18

12. Противокоррозионная защита……………………………………………… 19

13. Объемно-планировочные решения………………………………………….19

14. Состав зданий и сооружений…………………………………………………20

15. СИСТЕМА АВТОМАТИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ....22

16. ОРГАНИЗАЦИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА………………………………………..25

17. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ………………………….28

18. Вывод………………………………………………………………………….29


Введение

«Стройтрансгаз» — российская строительная компания, обеспечивающая создание и реконструкцию промышленных и инфраструктурных объектов.

Ежегодный объем выполняемых ОАО «Стройтрансгаз» работ превышает 30 млрд. рублей.

«Стройтрансгаз» занимает первое место среди российских строительных компаний и входит в сотню мировых лидеров отрасли.

В группу компаний ОАО «Стройтрансгаз» входят строительные, инжиниринговые, промышленные, нефтегазовые и финансовые организации и предприятия с общим числом сотрудников более 18000 человек. Подразделения компании расположены в 11 регионах России и 17 странах мира.

Высококвалифицированные кадры, современные строительные технологии и техническое оснащение позволяют возводить объекты любой сложности:

объекты транспортировки и хранения нефти и газа;

объекты обустройства нефтяных и газовых месторождений;

объекты газо- и нефтепереработки;

объекты газификации;

объекты электроэнергетики (ТЭЦ, АЭС, ЛЭП, газодизельные и газотурбинные ЭС);

металлургические производства и другие промышленные сооружения;

гражданские здания, автодороги и мостовые переходы, объекты социальной инфраструктуры.

Основные рынки компании расположены в России, странах Ближнего Востока, Северной Африки, Европы, Юго-Восточной и Средней Азии.

специальных работ.

Во время прохождения практики на предприятии ОАО «Стройтрансгаз» в г.Уфа я работал в бригаде общестроительных работ. В производственно-техническом отделе имел возможность ознакомиться с НТД строительства МН «Ванкорское месторождение» - НПС «Пурпе» (линейная часть и НПС-1).

В отчётной работе описывается работа и устройство нефтеперекачивающей станции НПС № 1, расположенная на 172 километре трассы нефтепровода «Ванкорское месторождение» – НПС «Пурпе» на землях Красноселькупского лесхоза Красноселькупского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области (см. приложение А).

Характеристика объекта

нефтеперекачивающей станции НПС № 1, расположенная на 172 километре трассы нефтепровода «Ванкорское месторождение» – НПС «Пурпе» на землях Красноселькупского лесхоза Красноселькупского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области (см. приложение А).

Основной грузопоток будет формироваться через накопительную базу «Сидоровск» по маршруту № 2.

Маршрут № 2

Грузопоток железнодорожным транспортом поступает в речной порт

Коротчаево и по рекам Пур, Таз и Часелька доставляется до временной подбазы «Сидоровск», навигационный период май-сентябрь, груз предназначен для НПС-1 (28 тыс. т). От временного причала до места строительства груз доставляется по зимнику протяженностью до 17 км.

В семидесяти километрах западнее НПС № 1 расположено Русское месторождение, по которому подходит зимник, соединяющий Заполярное и Русское месторождение.

Ближайший населенный пункт, Сидоровск, находится в двадцати пяти километрах севернее НПС № 1, город Уренгой находится в 190 километрах юго-западнее, город Игарка в 220 километрах северо-восточнее НПС № 1.

Поверхность площадки залесена, имеет слабоволнистую поверхность с уклоном 3 - 5º.

Площадка сложена дисперсными грунтами: песками пылеватыми и мелкими, супесями пластичными и текучими, изредка твердомерзлыми и суглинками талыми различной консистенции и пластичномерзлыми. Сверху грунты перекрыты мохо-растительным слоем или торфом мощностью до 0,7 м.

Уровень грунтовых вод 1,5 – 5,0 м

Климат. Рассматриваемый участок расположен в северной строительно-климатической зоне с наиболее суровыми климатическими условиями.

Зима здесь суровая, продолжительная, с сильными ветрами и метелями, устойчивым снежным покровом. Лето сравнительно короткое, но довольно тёплое. Переходные периоды, весна и осень, короткие, с резкими колебаниями температур.

Таблица 1

Величины отдельных климатических параметров (метеостанция Сидоровск)

Климатические параметры

Показатели

Среднегодовая температура воздуха, о С

минус 8,5

Среднемесячная температура воздуха, о С

января

минус 27,1

июля

14,6

Абсолютная минимальная температура воздуха, о С

минус 61

Заморозки, дата

первые

11.09

последние

14.06

Продолжительность периода со средней температурой ниже 20 о С, мес.

3 мес.

Осадков за год, мм

531

Число дней со снежным покровом

239

Наибольшая высота снежного покрова, см

в лесу

94

в поле

41

Преобладающее направление ветра

зимой

Ю-В; Ю

летом

С; С-З

Среднее число дней с сильным ветром более 15 м/с

52

Среднее число дней с метелями

45

Среднее число дней с туманами

13

Район строительства в соответствии с СНиП 23-01-99* «Строительная климатология» относится к северной строительно-климатической зоне, центральная часть трассы км 172 (НПС1) проходит по подрайону I А.

Расчетная зимняя температура наружного воздуха по МС Игарка:

-средняя температура наиболее холодной пятидневки - минус 49 о С;

-средняя температура наиболее холодных суток - минус 53 о С.

Нагрузки для данного района строительства:

-расчетное значение веса снегового покрова по СНиП 2.01.07-85* для VI района – 4,0 кПа;

-нормативное значение ветрового давления по СНиП 2.01.07-85* для III района - 0,38 кПа.

Зона влажности 2 согласно СНиП 23-01-99* - нормальная.

Нормативная глубина сезонного промерзания грунтов для:

- торфов и заторфованных суглинистых грунтов, м- 0,0 - 1,0;

- супесчано-песчанных отложений, м- 0,8 - 2,0;

- суглинков и глинистых грунтов, м- 2,0 - 2,6;

- супесей и песков, м - 3,1.

1. Продолжительность строительства

Нефтепровод Ванкорское месторождение-НПС «Пурпе», Россия

В 2006 году компании «Стройтрансгаз» и «Ванкорнефть» заключили контракт на строительство магистрального нефтепровода Ванкорское месторождение-НПС «Пурпе».

Нефтепровод общей протяженностью 543 км, диаметром 820 мм обеспечит транспортировку нефти с Ванкорского месторождения Красноярского края в систему магистральных нефтепроводов «Транснефти». Далее углеводородное сырье планируется поставлять на экспорт по трубопроводу ВСТО. Проектная мощность нефтепровода — 25 млн т год.

В соответствии с контрактом генерального подряда «Стройтрансгаз» осуществляет строительство линейной части объекта на участке 0-155 км.

Работы планируется завершить в 2009 году.

Нормативная продолжительность строительства насосной перекачивающей станцией № 1 с учетом коэффициента на сложные площадочные условия, и согласно СНиП 1.04.03-85*, часть II, стр. 98, п. 5 составляет 12 месяцев, в том числе подготовительный период 1 мес.

Учитывая корпоративные директивные сроки строительства и производственную необходимость, принято:

- начало строительства - февраль 2007 года;

- окончание строительства- август 2008 года.


2. Назначение объекта

Назначение проектируемого объекта - подача нефти на промежуточную насосную станцию НПС-2 по магистральному нефтепроводу диаметром 800 мм.

НПС-1 расположена на 172 км трассы магистрального нефтепровода «Ванкорское месторождение – НПС «Пурпе».

Основные расчетные параметры НПС:

- режим работы насосной круглосуточный;

- количество рабочих дней в году- 350;

- диаметр проектируемого нефтепровода, мм- 820;

- максимальное давление на выходе НПС-1, МПа- 6,4;

- производительность ГНПС, млн. т/год- 25.

выполняются следующие операции:

- перекачка нефти по схеме «из насоса в насос»;

- переход на перекачку нефти по магистральному нефтепроводу, минуя станцию в случае ее остановки;

- очистка перекачиваемой нефти от механических примесей и парафино-смолистых отложений с помощью фильтров – грязеуловителей и сетчатых фильтров;

- защита трубопроводов и оборудования от высоких волн давления с помощью системы сглаживания волн давления ССВД;

- прием сбрасываемой нефти от ССВД в резервуар-сборник, объем которого 5000 м3 ;

- откачка нефти из резервуаров на прием магистральной насосной;

- проведение внутрипарковой перекачки;

- поддержание температуры в резервуарах с помощью электрообогрева;

- размыв донных отложений в резервуарах с помощью механических мешалок;

- защита резервуарного парка и трубопроводов от превышения давления при работе
НПС в аварийном режиме;

- прием нефти при сбросе от предохранительных устройств № 1 и № 2 в резервуарный парк;

- подогрев нефти в резервуарах с помощью рециркуляционных систем с подогревом в печах;

- подогрев нефти в печах на выходе насосной в первые годы эксплуатации месторождения;

- поддержание заданных величин давления минимального на входе и максимального на выходе магистральной насосной регулированием давления методом дросселирования;

- работа в режиме обратной перекачки, который обеспечивается переключением потоков на узле задвижек на площадке СОД.

3. Состав сооружений обьектов НПС – 1

Состав сооружений :

- фильтры-грязеуловители и фильтры сетчатые;

- магистральная насосная;

- дренажные емкости;

- система сглаживания волн давления (ССВД) типа «Аркрон»;

- нагреватели нефти;

- узел регуляторов давления;

- резервуары- сборники нефти с насосной для откачки;

- узел с предохранительными устройствами № 1;

- узел с предохранительными устройствами № 2;

- технологические трубопроводы;

- свеча рассеивания;

- нефтяная лаборатория;

- воздушная компрессорная с установкой получения азота;

- реагентное хозяйство;

- технологические трубопроводы;

- аварийно-восстановительный пункт с топливо - заправочным пунктом.

Фильтры-грязеуловители

На входе НПС устанавливаются фильтры-грязеуловители Ф 1/1,2 диаметром 800 мм (по диаметру трубопровода) для очистки от механических примесей и включений парафина поступающей нефти. На входе магистральной насосной предусмотрена установка вертикальных сетчатых фильтров.

Магистральная насосная

Магистральная насосная оснащается насосными агрегатами Р-140010 А/В/С в количестве 3 штук (2 рабочих, 1 резервный), Q=1652 м3 /ч, Н=687,6 м, N=3756 кВт. Агрегаты с автономной системой смазки. Листы технических данных на насосы

Насосная – отапливаемое помещение. Для технического обслуживания агрегатов предусмотрен кран мостовой ручной однобалочный, опорный грузоподъемностью 8 т во взрывозащищенном исполнении.

Дренажные емкости

Утечки от насосных агрегатов и дренаж технологических трубопроводов собираются в дренажные емкости V=40 м3 .

Откачка нефти из емкостей производится автоматически при помощи погружного насоса, установленного на горловине, во всасывающий трубопровод подпорной насосной.

Емкости оснащаются дыхательным клапаном типа КДС, сигнализатором уровня и замерным люком.

Система сглаживания волн давления

Система сглаживания волн давления (ССВД) предназначена для защиты нефтепровода диаметром 800 мм от возникающих крутых волн давления при внезапном отключении магистральных насосов на НПС.

ССВД настраивается на срабатывание при повышении давления, происходящем со скоростью более 0,3 МПа/с.

Устанавливается ССВД на байпасе приемной линии НПС после фильтров-грязеуловителей.

Все оборудование ССВД размещается в помещении размером 9×3,5 м.

Дополнительная обвязка системы трубопроводами обеспечивает возможность отключения любого из исполнительных органов при выходе его из строя. Для этого до и после клапанов устанавливаются задвижки с ручным приводом.

Узел с предохранительными устройствами № 1

Узел с предохранительными устройствами № 1 предназначен для защиты коммуникаций резервуарного парка от повышения давления. Располагается в укрытии.

Узел с предохранительными устройствами № 2

Узел с предохранительными устройствами № 2 предназначен для защиты коммуникаций между подпорной и магистральной насосными от превышения давления. Располагается в укрытии.

Резервуары сборники нефти с насосной для откачки

Резервуарный парк промежуточных НПС состоит из двух резервуаров:

- резервуара объемом 10000 м3 Т-220010, диаметром 35,500 м, Н=13,930 м, для приема сброса с площадок УПК-1 и УПК-2;

- резервуара объемом 5000 м3 Т-220011, диаметром 22,8 м, Н=14,94 м для приема сброса от площадки ССВД.

Два приемо-раздаточных патрубка обеспечивают прием и отгрузку нефти в количестве 2261,9 т/ч. Производительность внутрипарковой перекачки 815 тыс. м3 /ч.

Предусмотрено оснащение резервуаров технологическим оборудованием из расчета обеспечения заданной производительности закачки-выкачки нефти.

На обвязочных трубопроводах резервуаров, внутри защитного обвалования, предусмотрены компенсаторы.

Для возможности сброса подтоварной воды из резервуаров предусмотрены сифонные краны. Резервуары оборудуются системой орошения, системой пожаротушения, уровнемерами, сигнализаторами уровня, люками световыми и монтажными, люками-лазами, лестницами и обслуживающими площадками.

Управление процессом налива и опорожнения резервуаров осуществляется электроприводными задвижками, расположенными с внешней стороны обвалования. Коренные задвижки, расположенные у резервуара, имеют ручное управление.

Опорожнение резервуаров предусматривается насосами перекачивающими
Р-220010 А/В, Q=815 м3 /ч, Н=108 м, N=288 кВт. Обвязка насосов выполнена параллельно. Насосные агрегаты устанавливаются в помещении, оснащенном краном мостовым ручным грузоподъемностью 8 тонн.

Свеча рассеивания

Свеча рассеивания предназначена для рассеивания азота с незначительным количеством паров нефти при «дыханиях» резервуаров.

Нефтяная лаборатория

Лаборатория располагается в отдельном здании и занимает четыре помещения:

- комната для анализов;

- моечная;

- помещение для хранения проб;

- кладовая.

Помещения лаборатории оборудуются принудительной приточно-вытяжной вентиляцией и местными вытяжками из лабораторного шкафа и мойки.

Воздушная компрессорная с установкой получения азота

Для получения азота на площадке предусмотрена воздушная компрессорная.

Степень осушки воздуха от влаги, пыли и масла соответствует требованиям ГОСТ 17433-80. Точка росы минус 70 ºС при давлении 0,8 МПа.

Азотная установка располагается в блок-боксе.

Азот используется в резервуарах для хранения нефти под азотной «подушкой» для продувки оборудования перед ремонтом и осмотром.

Реагентное хозяйство

В целях предотвращения выпадения парафина и снижения температуры застывания нефти при необходимости в поток нефти вводится депрессорная присадка в количестве 50 мг на литр нефти. Реагентное хозяйство устанавливается в блочном исполнении и состоит из двух емкостей по 10 м3 и двух насосов-дозаторов.

Узел регулирования давления

Узел регулирования давления предназначается для поддержания давления в трубопроводе на выходе НПС в заданных пределах.

Узел регулирования имеет две рабочие линии и байпасную линию.

Регуляторы давления размещаются в укрытии.

Нагреватели нефти

Во избежание понижения температуры перекачиваемой нефти в зимний период, что влечет за собой выпадение парафина и увеличение ее вязкости на выходе с НПС, предусматривается установка нагревателей нефти, о чем подробнее описано в разделе «Теплотехнические решения».

Технологические трубопроводы

Проектируемые трубопроводы, транспортирующие товарную нефть, при надземной прокладке относятся к I категории магистральных трубопроводов, согласно СНиП 2.05 06-85*.

Вспомогательные трубопроводы дренажей утечек, сброса от предохранительных клапанов и т.д. относятся к I категории в соответствии с ПБ 03-585-03.

Проектируемая сеть нефтепроводов позволяет выполнять все операции, предусмотренные технологической схемой НПС, обеспечивая прием нефти и перекачку по магистральному нефтепроводу.

На магистральных трубопроводах товарной нефти устанавливается запорная арматура с дистанционным управлением и ручным дублированием, обеспечивающая автоматизированное управление технологическим процессом, а так же возможность надежного отключения каждого агрегата или аппарата.

Задвижки устанавливаются надземно.

Для технологических трубопроводов приняты трубы бесшовные или прямошовные электросварные из низколегированной стали с заводским антикоррозионным покрытием и теплоизоляцией в составе:

- для трубопроводов диаметром 1020 ¸ 530 мм из стали 12ГСБ, класса прочности К52 по ТУ 14-3-1573-96, ТУ 27.2-00191135-007-2005;

- для трубопроводов диаметром 820×11 (12) мм из стали 09Г2ФБ, класса прочности К56 по ТУ14-3-1573-96, ТУ 27.2-00191135-007-2005;

- для трубопроводов диаметром 820×14 мм из стали 10Г2ФБ(Ю), класса прочности К60 по ТУ 14-3-1573-96, ТУ 27.2-00191135-007-2005;

- для трубопроводов диаметром 273 ¸ 57 мм приняты трубы бесшовные горячедеформированные из стали 09Г2С по ГОСТ 8732-78*.

Техническая характеристика труб приведена в таблице 2

Таблица2-Техническая характеристика труб

Класс проч-ности

Марка

стали

Эквивалент по

углероду

Временное сопротивление разрыву,

Н/мм2

Предел

текучести, Н/мм2

Ударная вязкость,

Дж/см2 при t= минус 20 ºС

основной

металл

сварной шов и зона

термического

влияния

средняя

минимальная

средняя

минимальная

К 56

09Г2ФБ

0,43

550

430

77

59

59

45

К 52

12ГСБ

0,43

510

350

71

55

55

42

К 60

10Г2ФБ(Ю)

0,43

590

460

81

62

62

48

Монтажные сварные стыки трубопроводов товарной нефти подлежат 100 % контролю радиографией, а швы приварки арматуры должны быть дополнительно подвергнуты 100 %-ому дублирующему контролю ультразвуковым методом.

Объем контроля сварных соединений трубопроводов I категории физическими методами составляет 20 % от общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком.

В целях предупреждения почвенной, атмосферной и других видов коррозии, предусматривается комплексная защита стальных трубопроводов как пассивная, с помощью нанесения защитных покрытий, так и электрохимическая.

Проектируемые трубопроводы после монтажа и очистки должны быть подвергнуты гидравлическому испытанию на прочность и герметичность.

До проведения испытаний необходимо очистить внутреннюю полость труб от случайно попавших при монтаже предметов, удалить из труб рыхлый слой, ржавчину, окалину.

Величина испытательного давления для трубопроводов товарной нефти НПС принята Рпрзав согласно СНиП III-42-80. Проверку на герметичность производят после испытания на прочность и снижение испытательного давления от

проектного до рабочего.

Испытание на прочность и герметичность выполняется:

- трубопроводов товарной нефти по СНиП III-42 -80*;

- вспомогательных трубопроводов по СНиП 3.05.05-84.

Аварийно - восстановительный пункт.

Техническое обслуживание и наблюдение за магистральными нефтепроводами и сооружениями на трассе предусматривается с использованием воздушного транспорта и высокопроходимой техники линейными эксплуатационными службами (ЛЭС), в состав которых входят аварийно-восстановительные пункты (АВП).

В состав аварийно-восстановительного пункта входят:

- открытая стоянка техники 140×15 м;

- закрытая стоянка техники 42×12 м;

- открытая мойка 13×5 м;

- площадка для складирования труб 50×20 м;

- склад с мастерской 42×12 м.

В состав склада с мастерской входят:

- аккумуляторная 6×6 м;

- электролитная 3×6 м;

- слесарная мастерская 12×9 м;

- сварочное отделение 12×6 м;

- склад отапливаемый 12×6 м;

- склад неотапливаемый 15×12 м.

Состав техники, автотранспорта и спецтехники, располагаемой на открытой площадке, составляет 8 единиц. Площадка для стоянки проектируется с твердым покрытием.

Закрытая (теплая) стоянка техники запроектирована на шесть автомашин.

Закрытая мойка с эстакадой предназначена для ручной мойки машин, снабжена оборотным водоснабжением и предусматривается для мытья подвижного состава.

Количество труб аварийного запаса, хранимых на площадке для складирования труб, должно быть не менее 0,3 % от протяженности обслуживаемого участка.

Помещение аккумуляторной принято из расчета зарядки одновременно шести аккумуляторов.

Слесарная мастерская, входящая в состав АВП, предназначена для мелкого ремонта оборудования, деталей, узлов, автотракторной техники.

Для этой цели устанавливаются станки: токарно-винторезный, фрезерный, вертикаль­но-сверлильный, точильно-шлифовальный, трубогибочный и трубонарезной. Предусматри­вается установка для мойки деталей.

Нестандартное оборудование принимается по типовым сериям.

Для механизации подъемно-транспортных работ предусматривается кран мостовой, электрический, подвесной, грузоподъемностью 3,2 т.

Сварочное отделение для проведения сварочных работ оборудуется стапелем размера­ми 2000×4000 мм, четырьмя столами сварщиков, сварочными выпрямителями.

Отапливаемый склад предназначен для складирования оборудования, температура хранения которого выше 0 °С. Склад оборудован краном мостовым, электрическим, грузоподъемностью 1,0 т.

Закрытый неотапливаемый склад предназначен для хранения оборудования, запчастей, инструментов, приспособлений и инвентаря, находящихся в сгораемой упаковке. Склад оборудован краном электрическим грузоподъемностью 1,0 т.

Для заправки транспорта топливом предусмотрен топливозаправочный пункт, в пределах которого устанавливаются резервуар хранения топлива и топливораздаточная колонка.

  1. Противопожарные мероприятия

Пары нефти с воздухом создают взрывоопасную смесь. В связи с этим, проектирование НПС с резервуарным парком выполнено в соответствии с действующими нормами, обеспечивающими взрывопожаробезопасную эксплуатацию объекта.

Пожарная безопасность объекта обеспечивается системами предотвращения пожара и противопожарной защиты, которые включают:

- установку оборудования во взрывобезопасном исполнении;

- установку блока для сглаживания крутых волн давления;

- установку дыхательной арматуры с огнепреградителями;

- автоматизацию технологических режимов;

- контроль технологических параметров;

- автоматическую защиту насосных агрегатов;

- возможность аварийного отключения оборудования;

- установку регуляторов давления;

- контроль загазованности;

- соединения на трубопроводах приняты, как правило, сварные;

- создание АСУ ТП.

6. Воздействие на окружающую среду в период эксплуатации НПС

Основными загрязняющими веществами в период эксплуатации НПС являются предельные углеводороды (нефть) и нефтепродукты, загрязненные сточные воды производственные и бытовые.

Ущерб окружающей природной среде может быть нанесен только при аварии, связанной с нарушением герметичности трубопроводов или резервуаров, а так же выбросы в атмосферу от дыхания резервуаров и технологического оборудования в нормальном режиме эксплуатации.

Настоящим проектом разработан ряд мероприятий по охране окружающей среды, направленных на уменьшение потенциальной возможности нанесения ущерба природе от работающих НПС:

- эксплуатация резервуаров под азотной подушкой;

- предусмотрена герметизация оборудования, нефтепроводов и трубопроводов;

- насосное оборудование снабжено торцовыми уплотнениями. Сбор утечек от уплотнений насосов в закрытую дренажную емкость снижает до минимума вредные выбросы углеводородов в окружающую среду;

- автоматизация технологических процессов, что позволяет производить контроль рабочих параметров;

- введение блокировок по предотвращению перелива нефти в резервуарах;

- контроль загазованности помещений насосных;

- автоматическое и дистанционное отключение насосных агрегатов при авариях, пожаре и загазованности;

- установка предохранительных клапанов для защиты трубопроводов от превышения давления;

- предусмотрены защитные покрытия трубопроводов и резервуарного оборудования от наружной и внутренней коррозии;

- гидравлические испытания на прочность и плотность;

- контроль сварных соединений нефтепроводов неразрушающими методами

- в необходимом объеме.

Объекты НПС оснащены современными средствами автоматизации и контроля за технологическим процессом, которые позволяют свести к минимуму возможность возникновения аварийных ситуаций.

Программа экологического мониторинга должна включать проведение периодических измерений концентраций загрязняющих веществ на границах рабочей зоны, санитарно-защитных зонах НПС и на территориях ближайших населенных пунктов.

7. ТОПЛИВОСНАБЖЕНИЕ

Для жидкотопливной электростанции с четырьмя силовыми установками «Wartsilla16V32» и нагревателя нефти на НПС-1 в качестве топлива служит товарная нефть. Запас нефти хранится в двух теплоизолированных резервуарах с электрообогревом V=500 м3 каждый. На нагреватель нефти топливо подается насосами, установленными в топливной насосной.

Для хранения запаса дизтоплива для дизельной электростанция мощностью 1000 кВт предусматривается надземный вертикальный резервуар V=700 м3 .

Дизтопливо из резервуара хранения подается насосами в расходный резервуар V= 50 м3 , а затем на всас топливного насоса, входящего в комплект поставки дизельной.

Для размещения насосов и фильтров предусматривается здание топливной насосной.

Слив масла и охлаждающей жидкости от дизельной производится в переносную инвентарную емкость.

Нефтепроводы, трубопроводы дизтоплива и масла выполняются из стальных бесшовных труб по ГОСТ 8734-75*, материал 09Г2С.

Трубопроводы прокладываются надземно на отдельно стоящих стойках высотой не менее одного метра.

Монтаж, контроль и испытание трубопроводов проводить в соответствии с требованиями ПБ 03-585-03, СНиП 3.05.05-84*.

Гидравлические испытания трубопроводов дизтоплива производить дизтопливом.

После испытаний трубопроводы нефти, масла и дизтоплива снаружи, а резервуары снаружи и внутри покрываются антикоррозионной изоляцией. Надземные резервуары и нефтепроводы теплоизолируются минераловатными изделиями с покровным слоем из листового алюминия марки АД1.Н по ГОСТ 21631-76*. Нефтепроводы прокладываются с электрообогревом. В связи с тем, что применяется арктическое дизтопливо, надземные резервуары и трубопроводы дизтоплива не теплоизолируются и не обогреваются.

9 .Водоснабжение

На площадке НПС-1 запроектирована система хозйственно-питьевого, производственного водоснабжения по следующей схеме:

- вода из артскважин подается на водоочистную станцию, откуда насосами направляется к потребителям на питьевые и производственные нужды.

В соответствии с принятой схемой предусматриваются следующие сооружения и сети:

- насосные станции над артскважинами;

- водоочистная станция;

- сети водопровода.

Насосные станции над артскважинами принимаются полного заводского изготовления (завод-изготовитель по тендеру), с установленным в нем технологическим оборудованием, приборами отопления, электроосвещением, приборами учета воды. Производительность насосной станции 25 м3 /ч, напор – 100 м, мощность 11 кВт. На каждой площадке НПС-1 водозабор запроектирован из трех скважин (2 рабочих, 1 резервная).

Водоочистная станция принята производительностью 50 м3 /сут.

Установка подготовки воды предусматривается полной заводской готовности в блочно-модульном исполнении (завод-изготовитель по тендеру). Наружные сети хозяйственно-питьевого, производственного водопровода прокладываются надземно, на опорах, из стальных труб диаметром 50 ¸ 80 мм.


10. Пожаротушение

На площадке НПС-1 предусматривается автоматическое тушение следующих объектов:

- резервуаров для хранения высоковязкой нефти РВС-10000 м3 - 1 шт., РВС-5000 м3 - 1 шт.;

- подпорной насосной;

- магистральной насосной;

- площадки нагревателя нефти.

Кроме того, на площадке НПС-1 предусматривается неавтоматическое пожаротушение насосной дизтоплива, технологических площадок, поршневой электростанции, резервуаров для хранения дизтоплива V=700 м3 - 2 шт., V=50 м3 - 1 шт., резервуаров сырой нефти V=500 м3 - 2 шт., общежития, АБК, столовой и других вспомогательных зданий и сооружений (см. приложение Б).

На площадке НПС-1 аналогичный состав объектов, подлежащих неавтоматическому пожаротушению, за исключением двух резервуаров V=500 м с сырой нефтью.

Для тушения пожара в резервуаре предусматривается автоматическая система подачи низко кратной пленкообразующей пены сверху на поверхность нефти.

Проектируемые системы пожаротушения включают следующие здания, сооружения и сети:

- резервуары противопожарного запаса воды, РВС-3000, 2 шт.;

- насосная станция пожаротушения;

- помещение с баками-дозаторами для приготовления раствора пенообразователя;

- кольцевая сеть противопожарного водопровода;

- сухотрубы для подачи раствора пенообразователя к объекту тушения;

- блок-боксы пожарных гидрантов.

Резервуары противопожарного запаса воды оборудуются подающими, отводящими трубопроводами, вентиляционными патрубками, люками-лазами, световыми люками, площадками обслуживания, трубопроводами с соединительными головками для забора воды. Резервуары обогреваются и теплоизолируются, покрываются противокоррозионной изоляцией. Помещение противопожарного резервуара предусмотрено непосредственно от артезианского водозабора.

В насосных станциях пожаротушения на НПС-1 устанавливаются:

насосы с электрическим приводом для подачи воды в кольцевую сеть противопожарного водопровода (на приготовление раствора пенообразователя и водотушение объектов), производительностью 450 м3 /ч, напором 1,2 МПа, мощностью 400 кВт в количестве двух штук и резервные насосы с дизелями, производительностью 450 м3 /ч, напором 1,2 МПа, мощностью 400 кВт в количестве двух штук.

На НПС-1 с узлом подключения к системе магистральных нефтепроводов (Пурпе) производительность насосов 630 м3 /ч, количество насосов аналогично

вышеуказанным;

-насосы с электрическим приводом для циркуляции, производительностью
100 м /ч, напором 0,5 МПа, мощностью 30 кВт (1 рабочий и 1 резервный).

Для возможности монтажа и ремонта оборудования насосная оборудуется краном ручным подвесным однобалочным Q=3,2 т.

На площадке НПС-1 предусматриваются по одному помещению с баками-дозаторами для хранения и дозирования пенообразователя. Для тушения РВС-10000 и РВС-5000 в помещениях устанавливаются на четыре бака-дозатора типа БДП-10000.

На трубопроводах раствора пенообразователя на выходе из здания устанавливаются задвижки с электроприводом.

Количество выходящих лучей соответствует необходимому количеству подающих трубопроводов для тушения резервуаров. После электроприводных задвижек предусматриваются сухотрубы.

Для тушения магистральных, подпорных насосных станций, нагревателей нефти приняты индивидуальные помещения с баками-дозаторами (по два бака емкостью 3000 л в каждом помещении).

Противопожарный водопровод проектируется кольцевым, заполненным, из стальных труб диаметром 300-150 мм, прокладывается надземно на опорах с электрообогревом в теплоизоляции и с постоянной циркуляцией воды.

На кольцевой сети противопожарного водопровода устанавливаются пожарные гребенки с соединительными головками для забора воды на пожаротушение.

Наземные узлы с соединительными головками размещаются в блок-боксах и подлежат обогреву и теплоизоляции согласно ВНТП 03/170/567-87.

Подача воды в блок-боксы осуществляется по двум вводам с последующим распределением воды для тушения пожара на четыре патрубка. На каждом патрубке установлена запорная арматура внутри и снаружи блок-бокса.

Внутри блок-боксов и пожарных кранов в зданиях устанавливаются кнопки для пуска и остановки насосов пожаротушения. У блок-боксов пожарных гидрантов устанавливаются флюоресцентные указатели по НПБ 160

11. Технологические трубопроводы и сети канализации

На НПС-1 сети самотечной бытовой канализации предусматриваются из стальных труб диаметрам 114×6; 159×6 мм по ТУ 14-156-37-97 из стали 20 Ф с противокоррозионной и тепловой изоляцией, с установкой металлических колодцев и прокладываются наземно в насыпном грунте.

Трубопроводы самотечной дождевой канализации и производственных (сточных вод прокладываются наземно в насыпном грунте из стальных труб диаметрами 159×5; 219×8 мм по ТУ 14-156-37-97 из стали 20 Ф с противокоррозионной изоляцией с установкой металлических колодцев.

Напорные трубопроводы бытовой, производственно-дождевой канализации принимаются из стальных труб диаметрами 89×5; 114×6; 159×6 мм по ТУ 14-156-37-97 из стали 20 Ф и прокладываются надземно с обогревом и в теплоизоляции.

На выпуске дождевой канализации из обвалованных площадок резервуаров с

нефтепродуктами предусматриваются колодцы с задвижкой и с гидравлическим затвором.

Защиту стальных трубопроводов и емкостей от коррозии смотри подраздел 4 «Противокоррозионная защита».

Надземные выпуски канализации теплоизолируются изделиями из ФРП-1 группы 100 по ГОСТ 22546-77, толщиной 50 мм.

Трубопроводы самотечной бытовой канализации теплоизолируются экструзионными полистирольными сегментами «Пеноплэкс-45» по ТУ 5767-001-01297858-02.

12. Противокоррозионная защита

Тип и конструкция противокоррозионного изоляционного покрытия при подземной прокладке трубопроводов приняты согласно ГОСТ Р 51164-98 поверх грунтовки «Полилен» в один слой. Защитная обертка - пленка оберточная «Полилен» в один слой.

Противокоррозионная изоляция наружной поверхности подземных емкостей аналогична вышеуказанной.

Трубопроводы, прокладываемые надземно с электрообогревом, перед нанесением тепловой изоляции покрывают краской БТ-177 по ГОСТ 5631-79 в два слоя по слою грунтовки ГФ-021 по ГОСТ 25129-82.

Противокоррозионная изоляция наружной поверхности надземных емкостей аналогична вышеуказанной.

Внутренние поверхности резервуаров и металлоконструкции внутри резервуаров для питьевой и технической воды окрасить перхлорвиниловым лаком ХС-76 в четыре слоя на растворителе Р-4 по ГОСТ 7827-74 по грунту ХС-04 по ТУ 6-10-1414-76 в один слой, трубы внутри резервуара - в два слоя.

Внутренние поверхности емкостей КНС производственно-дождевых стоков покрыты эпоксидной шпатлевкой ЭП-0010 по ГОСТ 28379-89 в пять слоев, трубы внутри емкости - в три слоя.

Внутренние поверхности емкостей КНС бытовых стоков окрашены перхлорвиниловым лаком ХВ-784 по ГОСТ 7313-75 на растворителе Р-4 по ГОСТ 7827-74 в пять слоев по грунтовке ХС-010 по ТУ 6-21-51-90.

13. Состав зданий и сооружений

В соответствии с технологическими решениями предусмотрено строительство зданий и сооружений, состав которых приведен в таблице 3, а техническая характеристика приведена в разделе

Таблица 3– Состав зданий и сооружений

Номер по генплану

Наименование

Количество зданий или

сооружений

НПС-1

2

Подпорная насосная

1

3

Магистральная насосная

1

4

Укрытие над площадкой регуляторов давления

1

5

Номер не использован

6

Площадка нагревателя нефти

1

7/1-2

Укрытие над площадкой предохранительных клапанов

2

8

Блок системы сглаживания волн давления

1

9

Укрытие над площадкой фильтров № 1

1

10

Укрытие над площадкой фильтров № 2

1

11

Площадка азотной установки

11/1

Установка получения азота

1

11/2

Воздушная компрессорная

1

11/3

Укрытие над площадкой ресивера

1

13/1-2

Резервуары противопожарного запаса воды V=3000 м3

2

14

Насосная станция пожаротушения

1

15

Помещение с баками для хранения пенообразователя

1

16/1-2

Помещение с баками для хранения пенообразователя

2

17/1-3

Насосная станция над артскважиной

3

18/1-10

Блок-бокс пожарных гидрантов на четыре подключения

10

19

Очистные сооружения бытовых сточных вод

1

20

Очистные сооружения производственно-дождевых сточных вод производительностью 120 м3 /сут.

1

Продолжение таблицы 3


21/1-3

КНС неочищенных бытовых сточных вод

3

22/1-4

КНС неочищенных производственно-дождевых сточных вод

4

23

Водоочистная станция

1

24

Резервуар-накопитель сточных вод V=1000 м3

1

25

РУ 10 кВ

1

26

Антенная мачта H=80 м

1

27

Дизельная электростанция

1

28

Резервуар хранения дизтоплива V=700 м3

1

29

Резервуар запаса дизтоплива V=50 м3

1

30

Топливная насосная

1

31

Скважина поглощающая

1

32

Электростанция с силовыми установками «Warsilla»

1

34

Общежитие на 100 человек

1

35

Столовая на 40 мест

1

36

Административный корпус

1

37

Номер не использован

-

38

КПП

1

39

Номер не использован

-

40

Склад для пожоборудования

1

41

Свеча рассеивания

1

42/1-4

Лафетные установки

4

44

БМ КТП

1

45

БР химреагентов

1

46/1-19

Прожекторная мачта

19

43

Аварийно-восстановительный пункт

43/1

Площадка для складирования труб

1

43/2

Закрытая стоянка аварийной техники

1

43/3

Склад с мастерской

1

43/4

Открытая стоянка для аварийной техники

1

43/5

Мойка транспортных средств (закрытая)

1

43/6

КНС неочищенных производственно-дождевых сточных вод

1

43/7

РВС – 700 м3

1

43/8

Топливозаправочный пункт

1

14.СИСТЕМА АВТОМАТИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ

Назначение

Рассматриваемый нефтепровод оснащается техническими средствами, обеспечивающими автоматизацию технологических операций на объектах, сбор и передачу информации в местные (МДП) и центральный (ЦДП) диспетчерские пункты, а также соответствующую обработку этой информации.

Эти средства интегрируются в единую автоматизированную систему контроля и управления технологическим процессом (АСУ ТП) перекачки нефти, создание которой имеет целью:

- выполнение плановых показателей в заданных объемах, при требуемом качестве с минимальными отклонениями от установленных значений;

- обеспечение оптимальных режимов транспорта нефти, минимизацию расхода электроэнергии и повышение эффективности работы;

- автоматизированный учет материальных и энергетических ресурсов и ведение баланса поступления и сдачи нефти;

- осуществление анализа работы нефтепровода и поиск резервов совершенствования хозяйственной деятельности;

- повышение надежности работы оборудования, осуществление диагностики состояния оборудования и нефтепровода;

- автоматизированный контроль утечек нефти;

- снижение трудозатрат и улучшение условий труда персонала;

- контроль состояния окружающей среды, а также выполнение мероприятий по ее защите.


Уровень автоматизации

Уровень автоматизации объектов позволяет осуществлять работу НПС и линейной части без обслуживающего персонала на рабочих местах при наличии диспетчеров (в ЦДП, МДП) и проведении технического осмотра, а также профилактического обслуживания не чаще одного раза в 3 месяца.

Комплекс технических средств НПС-1. Автоматизация технологических площадок НПС предусматривает централизованный контроль за работой технологического оборудования подпорной насосной, магистральной насосной (МН) и вспомогательного оборудования из местного диспетчерского пункта НПС, обеспечивает управление технологическим оборудованием и задание режимов работы НПС по командам из ЦДП. Функции регулирования давлений на приеме и выходе МН, защиты технологического оборудования и поддержания работы вспомогательных систем выполняются средствами локальной автоматики НПС.

Для автоматизации магистральной насосной предполагается использовать комплекс программно-технических средств на базе программируемых логических контроллеров (ПЛК).

Т ребования к техническим средствам НПС-1

В местном диспетчерском пункте НПС устанавливается центральный программируемый логический контроллер (ПЛК) технологической автоматики. К нему по полевой шине присоединяются удаленные устройства (контроллеры) связи с объектом (УСО). К УСО подключаются датчики дискретных и аналоговых сигналов. УСО устанавливаются в помещениях аппаратных АСУ.

Контроллеры системы автоматики реализуются на ПЛК средней мощности c горячим резервом, с сетевыми модулями для организации двух полевых шин. К технологической сети подключаются по последовательным интерфейсам системы управления магистральными, подпорными агрегатами, регулирования давления.

Блок ручного управления обеспечивает сигнализацию:

- аварийного давления на приёме, в коллекторе и на выходе НПС;

- пожара;

- загазованности;

- аварийного уровня в ёмкости сбора утечек.


Р азмещение и монтаж комплекса технических средств НПС-1

При разработке проекта учтена специфика объекта, в частности, климатические условия района строительства.

Все приборы, эксплуатирующиеся на открытом воздухе, сохраняют работоспособность при температурах от минус 60 до 50 ºС.

Датчики давления на территории должны быть установлены в теплоизолированных шкафах или колодцах, а импульсные трубки обогреваться.

Установка приборов и средств автоматизации на технологическом оборудовании и технологических трубопроводах выполняется с учётом рекомендаций фирм-изготовителей.

Для размещения аппаратуры управления на площадке НПС предусматривается местный диспетчерский пункт (МДП), состоящий из диспетчерской и аппаратной. В здании насосной предусматривается аппаратная, в которой размещаются щиты вторичных блоков и УСО.

Щиты (блоки) контроля и управления насосами и задвижками пожаротушения размещаются в помещении противопожарной насосной.

В помещении диспетчерской МДП устанавливаются серверы, рабочие станции оператора, устройства печати. В помещении аппаратной МДП устанавливаются щиты контроллеров, щиты УСО, щиты вторичных блоков.

Сети систем автоматизации НПС-1

Проводки систем автоматизации предусматриваются интерфейсными («витая пара») и контрольными (холодостойкими) кабелями, бронированными с медными жилами в поливинилхлоридной изоляции и виниловом шланге.

Кабели по территории прокладываются по эстакадам в закрытых лотках. Кабели с разными уровнями сигналов прокладываются в самостоятельных лотках. При расстояниях между микропроцессорными элементами системы автоматизации более 100 м предусматривается их подключение с использованием оптоволоконного кабеля.

Кабели и соединительные коробки, располагаемые в зонах класса 1 и класса 2, имеют соответствующее исполнение по взрывопожарозащите.

Все соединительные коробки, располагаемые внутри и вне помещений, имеют соответствующую степень пылебрызгозащиты и климатическое исполнение.

Дополнительные сведения НПС-1

Выбранное оборудование имеет сертификаты Госстандарта РФ об утверждении типа, а работающее во взрыво-пожароопасных зонах – разрешение Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору России на применение и соответствующую маркировку.

Кроме того, оборудование автоматического пожаротушения имеет соответствующие сертификаты ПОЖТЕСТ РФ.

На последующих стадиях проектирования будут выполнены технические требования (ТТ) к АСУ ТП НПС, которые после согласования с заказчиком будут переданы предполагаемым системным интеграторам (разработчикам – поставщикам этих систем) по согласованному с заказчиком тендерному списку.

После проведения тендера и выбора заказчиком конкретных исполнителей работ по АСУ ТП, определится необходимость дополнительных проектных работ по привязке этих систем, или системные интеграторы выполнят все работы «под ключ», включая обучение персонала заказчика.


Литература

- ВНТП 3-85 «Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений»;

- СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы»;

Похожие работы