Курсовая работа Сооружение и ремонт газонефтехранилищ и газонефтепроводов

Обслуживание и ремонт газонефтепроводов

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 4 июля 2017 г. N 634-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 34182-2017 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 марта 2018 г.

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

6 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Июнь 2019 г.

Информация о введении в действие (прекращении действия) настоящего стандарта и изменений к нему на территории указанных выше государств публикуется в указателях национальных стандартов, издаваемых в этих государствах, а также в сети Интернет на сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации.

В случае пересмотра, изменения или отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации в каталоге "Межгосударственные стандарты"

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает нормы и требования:

— к приемке в эксплуатацию, эксплуатации и нормативным документам по эксплуатации магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов);

— порядку организации и выполнения работ по диагностированию, ремонту и техническому обслуживанию объектов магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов);

— защите от коррозии линейной части и объектов магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов);

— метрологическому обеспечению средств измерений на магистральных нефтепроводах (нефтепродуктопроводах);

— техническим средствам и устройствам, обеспечивающим определение количества и показателей качества нефти (нефтепродуктов);

— обеспечению промышленной, пожарной, экологической безопасности и охране труда в процессе эксплуатации и технического обслуживания магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов);

— организации работы по ликвидации аварий и инцидентов на магистральных нефтепроводах (нефтепродуктопроводах);

— организации работ по диспетчеризации транспорта нефти (нефтепродуктов);

1.2 Настоящий стандарт распространяется на действующие магистральные нефтепроводы (нефтепродуктопроводы) и их объекты.

1.3 Настоящий стандарт не распространяется:

— магистральные нефтепроводы (нефтепродуктопроводы) с многофазным перекачиваемым продуктом (жидкость с газом);

— на магистральные трубопроводы, транспортирующие газообразные среды;

— на трубопроводы для сжиженных углеводородных газов и их смесей, нестабильного бензина и конденсата нефтяного газа, других сжиженных углеводородов с упругостью насыщенных паров при температуре 20°С свыше 0,2 МПа;

— промысловые, межпромысловые и технологические трубопроводы.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 8.010 Государственная система обеспечения единства измерений. Методика выполнения измерений. Основные положения

В Российской Федерации действует также ГОСТ Р 8.563-2009.

ГОСТ 8.346 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки

ГОСТ 8.570 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки

ГОСТ 12.0.004 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения

ГОСТ 12.4.026 Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний

ГОСТ 17.1.3.05 Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных и подземных вод от загрязнения нефтью и нефтепродуктами

ГОСТ 17.1.3.10 Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных и подземных вод от загрязнения нефтью и нефтепродуктами при транспортировании по трубопроводу

ГОСТ 25812 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

В Российской Федерации действует ГОСТ Р 51164-98.

ГОСТ 26976 Нефть и нефтепродукты. Метод измерения массы

В Российской Федерации действует ГОСТ Р 8.595-2004.

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации (www.easc.by) или по указателям национальных стандартов, издаваемым в государствах, указанных в предисловии, или на официальных сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации. Если на документ дана недатированная ссылка, то следует использовать документ, действующий на текущий момент, с учетом всех внесенных в него изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то следует использовать указанную версию этого документа. Если после принятия настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение применяется без учета данного изменения. Если документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 аварийный запас: Необходимый запас технологического оборудования и материалов, определенный в соответствии с установленными нормами, по номенклатуре и количеству достаточный для восстановления работоспособности оборудования и сооружений после аварий и инцидентов на объектах магистральных нефтепроводов или нефтепродуктопроводов и ликвидации их последствий.

3.2 авария на магистральном нефтепроводе [нефтепродуктопроводе]: Опасное техногенное происшествие, повлекшее внезапный вылив или истечение нефти [нефтепродукта], сопровождаемое одним или несколькими из следующих событий:

— воспламенение нефти [нефтепродуктов] или взрыв ее [их] паров;

— загрязнение любого водотока, реки, озера, водохранилища или любого водоема сверх пределов, установленных стандартами на качество воды государств, входящих в Содружество Независимых Государств, вызвавшее изменение окраски поверхности воды или берегов, или приведшее к образованию эмульсии, находящейся ниже уровня воды, или к выпадению отложений на дно или берега;

— образование утечки нефти [нефтепродукта] в объеме 10 м и более.

3.3 ввод в эксплуатацию: Событие, фиксирующее готовность объекта к использованию по назначению, после строительно-монтажных работ, пусконаладочных работ или реконструкции, документально оформленное в установленном порядке.

3.4 визуальный контроль: Вид неразрушающего контроля, при котором первичная информация воспринимается органами зрения непосредственно или с использованием оптических приборов, не являющихся контрольно-измерительными.

3.5 внутритрубное диагностирование: Вид технического диагностирования с использованием внутритрубных инспекционных приборов, обеспечивающих получение информации об особенностях трубопровода, наличии, характера и местоположения дефектов основного металла и сварных швов труб.

3.6 внутритрубный инспекционный прибор: Устройство, перемещаемое внутри трубопровода потоком среды, снабженное средствами контроля и регистрации информации об особенностях трубопровода, наличии, местоположения и характера дефектов основного металла и сварных швов труб.

3.7 вспомогательный трубопровод: Технологический трубопровод, не участвующий в перекачке нефти/нефтепродуктов по магистральному трубопроводу.

3.8 дефект трубопровода: Отклонение параметров геометрического или конструктивного параметра, толщины стенки или показателя качества металла трубы, соединительной детали или сварного шва от требований действующих нормативных документов.

3.9 дефектный участок трубопровода: Участок трубопровода, содержащий одно и более отклонений геометрического параметра, толщины стенки или показателя качества материала трубы, соединительной детали или сварного шва.

3.10 диспетчерская связь: Комплекс технических средств связи различных видов, предоставляемых оперативно-техническому персоналу, организующему и сопровождающему транспорт нефти или нефтепродуктов.

3.11 диспетчерская служба: Оперативно-технический персонал, выполняющий оперативное управление технологическими процессами транспортировки нефти, товарно-коммерческой деятельностью для организации транспорта нефти или нефтепродуктов по магистральному нефтепроводу или нефтепродуктопроводу.

3.12 измерительный контроль: Вид неразрушающего контроля, при котором измерения осуществляются средствами измерений геометрических величин.

3.13 инцидент на магистральном нефтепроводе [нефтепродуктопроводе]: Отказ, повреждение или отклонения от установленного режима эксплуатации линейной части, оборудования или технических устройств нефтепровода [нефтепродуктопровода], сопровождаемые нарушением герметичности с утечкой нефти [нефтепродуктов] объемом менее 10 м, без воспламенения, взрыва, загрязнения водотоков.

3.14 камера приема внутритрубных устройств: Специальное устройство, обеспечивающее прием внутритрубных очистных, диагностических, разделительных и герметизирующих устройств в потоке перекачиваемого продукта из магистрального нефтепровода или нефтепродуктопровода.

3.15 камера пуска внутритрубных устройств: Специальное устройство, обеспечивающее пуск внутритрубных очистных, диагностических и разделительных устройств в потоке перекачиваемого продукта в магистральный нефтепровод или нефтепродуктопровод.

3.16 комплексное опробование: Одновременная проверка в действии смонтированного и подвергнутого ранее индивидуальным испытаниям оборудования и систем на объекте.

3.17 линейная часть магистрального нефтепровода [нефтепродуктопровода]: Комплекс объектов магистрального трубопровода, включающий в себя трубопроводы, в том числе переходы через естественные и искусственные препятствия, запорную и иную арматуру, установки электрохимической защиты от коррозии, вдольтрассовые линии электропередач, сооружения технологической связи, иные устройства и сооружения, обеспечивающие его безопасную и надежную эксплуатацию, и предназначенный для перекачки нефти [нефтепродукта] между площадочными объектами магистрального трубопровода.

Источник



Виды работ технического обслуживания и ремонта объектов линейной части магистральных нефтепроводов, технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС

7.1 Работы по ТОР объектов МН включают следующие виды:

— средний ремонт (для трубопроводной арматуры);

— подготовительные работы при техническом освидетельствовании и СР трубопроводной арматуры.

7.2 В зависимости от сложности работ по ТОР объектов МН, работы выполняются:

— собственными силами ЛЭС;

— подразделениями БПО по направлениям деятельности и характеру выполняемой работы;

— подрядными организациями при контроле работ ЛЭС.

7.2.1 Проведение работ по ТОР запорной арматуры линейной части МН, а также наладка и регулировка привода должны выполняться комплексными бригадами под руководством мастера ЛЭС в составе: трубопроводчиков линейных, мастера участка ГВЛ и ЭХЗ, электромонтера по ремонту и обслуживанию электрооборудования ГВЛ и ЭХЗ, инженера-электроника группы ЭТМ участка ЭСА и ТМ, электромеханика по средствам автоматики и приборам технологического оборудования ГТМ. Техническое обслуживание, текущий ремонт запорной арматуры линейной части МН, а также наладка и регулировка привода задвижки без цепей дистанционного управления и сигнализации производится без участия персонала службы ГТМ. Заключение о правильности настройки концевых и моментных выключателей даёт мастер ЛЭС. По результатам завершения работ комплексной бригадой мастер ЛЭС в течение одних суток должен оформить акт выполненных работ по комплексному техническому обслуживанию (текущему ремонту) оборудования линейной части МН (ППМН) с участием специалистов служб, принимавших участие в работах (см. А.1 (приложение А)).

Акт выполненных работ по комплексному техническому обслуживанию (текущему ремонту) оборудования линейной части МН (ППМН) утверждается главным инженером РНУ.

7.2.2 В планах-графиках ППР, планах работ на год, месяц для ЛЭС, групп ГВЛ и ЭХЗ, групп по эксплуатации средств ТМ работы по ТОР оборудования линейной части МН, запорной арматуры, вдольтрассовых линий электропередач, установок электрохимической защиты нефтепроводов, систем телемеханики линейной части МН должны планироваться комплексными бригадами в составе специалистов, обеспечивающих обслуживание указанного оборудования. График ППР запорной арматуры должен быть оформлен отдельным документом по форме приложения Ж ОР-08.00-60.30.00-КТН-033-1-05. В плане-графике планово-предупредительного ремонта объектов линейной части МН (приложение Б) необходимо указывать, что ППР запорной арматуры проводится по отдельному графику ППР.

Еще:  Подушки расширительные Арт 2 17 2

7.3 Подрядными организациями могут выполняться следующие работы:

— диагностика нефтепроводов акустико-эмиссионным методом и другими методами неразрушающего контроля;

— внутритрубная диагностика магистральных нефтепроводов;

— техническое диагностирование запорной арматуры и обратных затворов;

— частичное и полное обследование подводных переходов МН;

— ремонт берегоукрепительных сооружений;

— ремонт защитных сооружений;

— расчистка трассы от растительности;

— ремонт дорог, переездов, мостов;

— ремонт технологического транспорта и спецтехники;

— текущий ремонт зданий и сооружений;

— восстановление антикоррозионного покрытия технологических и вспомогательных трубопроводов НПС;

— обустройство узлов задвижек, вантузов, колодцев датчиков отбора давления.

7.4 Проведение торгов по выбору подрядных организаций для выполнения работ ТОР определено ОР-03.100.50-КТН-130-09.

7.5 Разработка проектной документации работ ТОР, выполняемых подрядными организациями, производится согласно ОР-03.100.50-КТН-013-10.

7.6 Порядок разработки, согласования и утверждения проекта производства работ ТОР проводятся согласно РД-91.010.30-КТН-246-09.

7.7 В проекте производства работ указывается обязательный перечень исполнительной документации, подлежащий оформлению после завершения работ ТОР.

7.8 Порядок допуска и производство работ подрядными организациями определен ОР-15.00-45.21.30-КТН-003-1-01.

7.9 Все работники подрядной организации (руководители, специалисты, рабочие), допускаемые к работам на объектах МН, должны пройти вводный инструктаж по охране труда, пожарной безопасности, инструктаж по охране окружающей среды и целевой инструктаж по обеспечению безопасности производства работ на объектах МН с регистрацией в наряде-допуске.

7.10 Выполнение огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности должно быть оформлено в соответствии с требованиями ОР-15.00-45.21.30-КТН-004-1-03.

7.11 При выполнении работ должны выполняться требования по охране окружающей среды, установленные в РД 153-39.4-056-00, РД-13.110.00-КТН-319-09,
РД-23.040.00-КТН-031-09, правилах [1], [2].

7.12 По окончании работ ТОР подрядной организацией оформляется акт выполненных работ ТОР (см. А.2 (приложение А)), который подписывается представителем подрядной организации, представителем управления капитального строительства ОСТ, представителем технического надзора, начальником ЛЭС, начальником НПС и утверждается главным инженером РНУ.

7.13 Главный инженер РНУ в течение пяти дней обеспечивает оформление (согласование и утверждение) акта выполненных работ и представление его в УКС ОСТ.

7.14 Виды и периодичность работ по осмотру, техническому обслуживанию, текущему ремонту объектов линейной части МН, технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС приведены в таблицах 7.1, 7.2, 7.3. Виды и периодичность работ по среднему ремонту и техническому освидетельствованию запорной арматуры и обратных затворов и по среднему ремонту очистных устройств приведены в таблице 7.4.

Таблица 7.1 – Виды и периодичность работ по осмотру объектов линейной части МН, технологических и вспомогательных нефтепроводов ЛПДС (НПС)

№ п/п Типовой объем работ по осмотру объектов Исполнитель Периодичность выполнения Оформление результатов
Осмотр трассы, обследование объектов линейной части МН
Воздушный осмотр трассы
Выявление: — оголение трубопровода, оползневых участков, образования промоин и размывов, эрозии грунта, появление посторонних предметов, поросли и кустарников для вырубки; — несанкционированных врезок в нефтепровод и признаков утечки нефти; — строительных и земляных работ в охранной зоне, в т.ч. проводимых сторонними организациями и физическими лицами, наличие санкции на проведение этих работ в установленном порядке. Проверка наличия и исправности километровых, П-образных, предупредительных и указательных знаков. ОЭН РНУ, начальник ЛЭС 2-5 раз в неделю Запись в журнал воздушного патрулирования трасс нефтепроводов
Наземный осмотр трассы
2.1 Проверка герметичности относительно внешней среды фланцевых соединений, сальниковых уплотнений запорной арматуры. Проверка наличия и исправности километровых, П-образных, предупредительных и указательных знаков. Мастер ЛЭС, начальник ЛЭС, обходчик (при наличии) 1 раз в неделю 1 раз в месяц ежедневно Запись в журнал патрулирования линейной части нефтепровода
2.2 Проверка состояния пересечений нефтепроводом железных и автомобильных дорог, проверка состояния смотровых и отводных колодцев, отводных канав, выявление возможных нарушений земляного покрова, опасных для трубопровода проседаний грунта на переходах, Мастер ЛЭС, начальник ЛЭС, обходчик (при наличии) 1 раз в неделю 1 раз в месяц ежедневно Запись в журнал патрулирования линейной части нефтепровода

Продолжение таблицы 7.1
№ п/п Типовой объем работ по осмотру объектов Исполнитель Периодичность выполнения Оформление результатов
контроль сохранности реперов установленных на линейной части МН. При осмотре реперов проверяется наличие и исправность марки репера, опознавательных знаков (охранный столбик, тренога, окопка, информационный щит-указатель)
2.3 Проверка ППМН: — контроля сохранности реперов, створных знаков, состояния берегоукрепительных и ледозащитных устройств, технического состояния отдельных частей подводного перехода, доступных наружному наблюдению, водоотливных канав, гасителей скорости потока в местах установки береговых опор, мест выхода трубопровода из земли; — выявления на береговых участках размывов берегов, наличие оврагов, оползней, провалов и пучения грунта, наличия поросли и кустарника по оси берегового участка нефтепровода; — контроль на отсутствие выхода нефти (летом – визуально, зимой – бурением лунок на льду с шагом от 50 до 100 м (1 раз в неделю)). Дополнительно для воздушных переходов: проверка состояния трубопровода, береговых и промежуточных опор, металлоконструкций, мачт, тросов, вант, изоляционных покрытий Обходчик (при наличии) мастер ЛЭС начальник ЛЭС Ежедневно 1 раз в неделю 1 раз в месяц Запись в журнал осмотра ППМН
2.4 Проверка технического состояния КПП СОД: герметичности уплотняющего элемента концевого затвора, прокладок и сальниковых уплотнений задвижек; насоса, емкости, устройства для слива воды, состояния ограждения, обвалования Обходчик (при наличии) мастер ЛЭС начальник ЛЭС Ежедневно 1 раз в неделю 1 раз в месяц Запись в журнал патрулирования линейной части нефтепровода, запись в журнал осмотра ППМН (для ППМН)
2.5 Проверка коверов вантузов, колодцев КИП и А, блок-боксов ПКУ и ограждений с целью: – проверки целостности перекрытия, стен, запорных устройств и исправности площадок обслуживания, лестниц и скоб, щита – указателя; Обходчик (при наличии) Мастер ЛЭС Начальник ЛЭС Ежедневно 1 раз в неделю 1 раз в месяц Запись в журнал патрулирования линейной части нефтепровода, на ППМН – запись в журнал осмотра ППМН
– состояния водонепроницаемого уплотнения в месте прохода трубопровода
2.6 Проверка вертолетных площадок на предмет наличия знаков, ветроуказателя, разметки, отсутствия посторонних предметов Мастер ЛЭС Начальник ЛЭС 1 раз в неделю 1 раз в месяц Запись в журнал патрулирования линейной части нефтепровода
2.7 Проверка вдольтрассовых и подъездных автодорог, мостов с целью оценки состояния дорог и проездов, переездов (мостов) через ручьи, овраги, коммуникации, проверка водопропусков под дорогами Мастер ЛЭС Начальник ЛЭС 1 раз в неделю 1 раз в месяц Запись в журнал патрулирования линейной части нефтепровода
Осмотр технологических и вспомогательных трубопроводов НПС
3.1 Проверка состояния наружной поверхности наземных и надземных участков трубопроводов, их деталей, сварных швов, фланцевых соединений с целью выявления участков с нарушениями антикоррозионного покрытия, отсутствия изоляции на выходе трубопроводов из земли, отсутствия или нарушения контактов шунтирующих перемычек на фланцевых соединениях трубопроводов. Осмотр состояния опорных конструкций, выявление повреждений. Проверка наличия и исправности указательных и П-образных знаков, установленных в местах мелкого залегания технологических трубопроводов на территории ЛПДС (НПС) и за ее пределами, контроль сохранности реперов установленных на территории НПС. При осмотре реперов проверяется наличие и исправность марки репера. Мастер ЛЭС Начальник ЛЭС 1 раз в неделю 1 раз в месяц Запись в журнале выполнения плана-графика ППР
Осмотр аварийного запаса труб
Проверка соответствия по количеству и диаметрам, толщине стенок труб, состояния консервации и правильности хранения. Проверка стеллажей для предотвращения от раскатывания труб, заглушек на торцах, табличек, подъездов к местам хранения Начальник ЛЭС 1 раз в месяц Запись в журнале результатов осмотра аварийного запаса
Осмотр средств ЛАРН
5.1 Проверка состояния стационарных боновых заграждений, состояния мягких боновых заграждений (наличие клапанов у надувных боновых заграждений), крепежных и уплотняющих деталей Начальник ЛЭС 1 раз в месяц Запись в формуляр оборудования
5.2 Проверка комплектности мобильных комплексов по локализации и сбору нефти с поверхности водоемов, сборно-разборных емкостей, плавсредств. Проверка условий хранения сорбентов. Проверка гидросистемы нефтесборщиков на отсутствие утечек Начальник ЛЭС 1 раз в месяц Запись в формуляр оборудования
5.3 Проверка состояния иных специальных технических средств, а также вспомогательного оборудования по РД 153-39.4Р-125-02* Начальник ЛЭС 1 раз в месяц Запись в формуляр оборудования
Осмотр ГПМ
Проверка состояния грузоподъемных механизмов осуществляется в соответствии с ПБ 10-382-00 Начальник ЛЭС 1 раз в год Запись в формуляр оборудования
Осмотр вдольтрассовых ВЛ и средств ЭХЗ проводится в соответствии с РД-33.040.99-КТН-210-10
Осмотр взрывозащищенного электрооборудования проводится в соответствии с РД-29.020.00-КТН-087-10

Таблица 7.2 – Виды и периодичность работ по техническому обслуживанию объектов линейной части МН, технологических и вспомогательных нефтепроводов ЛПДС (НПС)

Источник

Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз, Алиев Р.А., Березина И.В., Телегин Л.Г., 1987

Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз, Алиев Р.А., Березина И.В., Телегин Л.Г., 1987.

Приведены сведения по организации строительства, сооружению и испытанию линейной части магистральных трубопроводов, монтажу основного оборудования, насосных и компрессорных станций, газотурбинных установок, газомотокомпрессоров и насосов. Даны материалы по сооружению нефтебаз и газохранилищ — монтаж металлических вертикальных резервуаров, газгольдеров, неметаллических резервуаров, подземных хранилищ для газа и нефтепродуктов. Большое внимание уделено контролю работоспособности, организации технического обслуживания и ремонту газонефтепроводов, основного оборудования насосных и компрессорных станций, резервуаров и газгольдеров. Изложены методы предупреждения и ликвидации аварий на нефтегазопроводах.
Для студентов вузов по специальности «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз».

Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз, Алиев Р.А., Березина И.В., Телегин Л.Г., 1987

ОРГАНИЗАЦИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ.
Строительство в инженерном понимании этого слова—одна из важнейших отраслей материального производства по созданию основных фондов страны. В настоящее время сложилась вполне определенная отраслевая специализация строительства, характеризующаяся четким выделением промышленного, энергетического, транспортного, гражданского, сельскохозяйственного, гидромелиоративного и специального строительства.

Еще:  Ремонт телефонов москва рейтинг

Строительство объектов нефтяной и газовой промышленности, в том числе магистральных газонефтепроводов, относится к транспортному строительству, которому присущи следующие черты индустриализации: использование современных технологий и блочно-комплектных устройств (БКУ); поточность ведения работ; применение современных методов управления производственными процессами.

Если не рассматривать экономический аспект, строительство определяется четырьмя показателями:
техника строительства—совокупность приемов и средств, используемых в строительном производстве;
технология строительства — функциональная система, включающая ресурсы (временные, трудовые, материальные), а также ограничения и правила их взаимодействия для достижения заданного результата — выполнения отдельных видов строительно-монтажных и специальных работ, процессов и элементов строительных объектов (зданий, сооружений).

ОГЛАВЛЕНИЕ.
Введение.
Глава 1. Организация строительства газонефтепроводов.
Общие положения.
Состав сооружений магистральных газонефтепроводов.
Проектно-техническая документация на строительство газонефтепроводов.
Организация строительного производства.
Проект производства работ.
Глава 2. Сооружение линейной части магистральных газонефтепроводов.
Трубы и материалы.
Подготовительные работы.
Транспортные работы.
Сварочно-монтажные работы.
Земляные работы.
Изоляционно-укладочные работы.
Электрохимическая защита магистрального трубопровода.
Счистка полости и испытание трубопроводов.
Сооружение переходов трубопроводов через преграды
Глава 3. Сооружение наземных объектов магистральных газонефтепроводов.
Сооружение компрессорных и насосных станций.
Сооружение резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов. Сооружение подземных газонефтехранилищ.
Глава 4. Общие приемы монтажа основного оборудования насосных и компрессорных станций.
Организация монтажных работ.
Установка оборудования на фундамент.
Основные особенности монтажа оборудования насосных и компрессорных станций.
Глава 5. Монтаж газотурбинных установок и центробежных нагнетателей.
Газотурбинные установки и нагнетатели.
Монтаж постаментов и дымовых труб.
Монтаж газоходов и воздухопроводов газотурбинной установки.
Пусконаладочные работы.
Монтаж технологических трубопроводов.
Монтаж газоперекачивающего агрегата ГПА-Ц-6,3.
Глава 6. Монтаж газомотокомпрессоров и насосов.
Монтаж поршневых газоперекачивающих агрегатов.
Монтаж центробежных насосов.
Нефтеперекачивающие станции в блочном исполнении.
Глава 7. Организация технического обслуживания и ремонта оборудования газонефтепроводов
Основные понятия технического обслуживания оборудования.
Виды отказов технического оборудования.
Система технического обслуживания и ремонта.
Планирование ремонтных работ.
Подготовка к ремонту и сдачи оборудования в ремонт.
Глава 8. Контроль работоспособности газонефтепроводов и их основного оборудования.
Износ и повреждения газонефтепроводов и их оборудования.
Виды дефектов.
Методы проверки работоспособности оборудования и деталей.
Контроль работоспособности узлов и деталей основного оборудования насосных и компрессорных станций.
Глава 9. Капитальный ремонт линейной части газонефтепроводов.
Виды ремонтных работ.
Методы капитального ремонта.
Технология проведения работ при капитальном ремонте.
Выборочный капитальный ремонт.
Глава 10. Аварии на магистральных газонефтепроводах и способы их ликвидации.
Причины и виды разрушений на газонефтепроводах.
Организация ремонтно-восстановительной службы.
Ликвидация аварий на нефтепроводах.
Способы вырезки поврежденных участков трубопровода.
Ликвидация аварий на газопроводах.
Организация и проведение работ при врезке отводов в действующие трубопроводы.
Глава 11. Ремонт основного оборудования насосных и компрессорных станций.
Ремонт центробежных насосов.
Ремонт газотурбинных газоперекачивающих агрегатов.
Ремонт газомотокомпрессоров.
Глава 12. Ремонт резервуаров.
Причины нарушения прочности резервуаров.
Организация планово-предупредительного ремонта.
Текущий и средний ремонты.
Капитальный ремонт.
Метопы ремонта основания и конструктивных элементов корпуса резервуаров.
Список литературы.

Бесплатно скачать электронную книгу в удобном формате, смотреть и читать:
Скачать книгу Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз, Алиев Р.А., Березина И.В., Телегин Л.Г., 1987 — fileskachat.com, быстрое и бесплатное скачивание.

Скачать pdf
Ниже можно купить эту книгу по лучшей цене со скидкой с доставкой по всей России. Купить эту книгу

Источник

Курсовая работа: Сооружение и ремонт газонефтехранилищ и газонефтепроводов

Подводный переход нефтепровода через р. Нева относится к Балтийской трубопроводной системе — комплекс сооружений трубопроводного транспорта Сев.-Зап. федерального округа России, предназначен для транспортировки нефти и нефтепродуктов из республики Коми и Западной Сибири для обеспечения внутренних потребностей региона и продажи за рубеж.

В ее состав вошли магистральный нефтепровод Ярославль — Кириши (построен в 1986), нефтепродуктовый трубопровод Кириши — Красный Бор — Мор. порт СПб., нефтепровод Кириши — Приморск (Ленингр. обл.) с подводным переходом под р. Нева и нефтеналивным терминалом в Приморске (сдан в дек. 2001), стационарный причал в Приморске.

Подводный переход нефтепровода через р. Нева состоит из двух ниток трубопровода диаметром 820 мм, строительство которого должно вестись с применением метода наклонно-направленного бурения. Рабочее давление в трубопроводе на участке подводного перехода 5,9 МПа. Протяжённость участка подводного перехода в границах прокладки трубопровода бестраншейным способом с применением метода ННБ составляет 600 м.

В соответствии с требованиями СНИП 2.05.06-85* «Магистральные нефтепроводы» границами подводного перехода трубопровода, определяющими его длину является участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах на отметках не ниже отметок ГВВ 10% обеспеченности и выше отметок ледохода.

Таблица 1 – Характеристики транспортируемой нефти

1 Общая часть

1.1 Характеристика района строительства

1.1.1 Климатическая характеристика

Подводный переход нефтепровода расположен на территории Ленинградской области. Ленинградская область находится в умеренных широтах северного полушария, в лесной зоне, на стыке подзон тайги и смешанных лесов, между 58.26′ и 61.20′ северной широты и 27.45′ и 35.40′ восточной долготы.

На климатические условия Ленинградской области, как и всей другой территории, влияет прежде всего ее географическое положение, от которого зависят угол наклона солнечных лучей к поверхности и продолжительность дня, а следовательно, приход и расход солнечного тепла.

В целом за год в наших широтах разница между поступлениями солнечного тепла и его расходом (на нагревание земной поверхности и воздуха, на испарение воды и таяние снега)- положительная. Однако поступление солнечного тепла на протяжении года неравномерное, что обусловлено большими изменениями высоты стояния солнца над горизонтом (в полдень на 60 град.с.ш.- от 6.30′ в декабре до 53 град. в июне) и продолжительности дня (от 5 часов 30 минут в декабре до 18 часов 30 минут в июне).

С апреля по октябрь приход солнечного тепла в Ленинградской области превышает его расход, а с ноября по март расход тепла больше его прихода.

С изменениями в соотношении прихода и расхода солнечного тепла в течении года связаны сезонные изменения температуры, воздействующие на все другие элементы климата.

Огромное влияние на климат Ленинградской области оказывают также движение воздушных масс разного происхождения.

Число дней в году с преобладанием морских и континентальных воздушных масс примерно одинаково, что характеризует климат области как переходный от континентального к морскому.

С запада, со стороны Атлантического океана, на территорию области поступает влажный морской воздух умеренных широт. Зимой он теплый и восполняет недостаток солнечного тепла, вызывая оттепель, дождь и мокрый снег. Летом приход этого воздуха вызывает дождь и прохладную погоду. Континентальный воздух умеренных широт входит на территорию области чаще всего с востока, но иногда с юга и юго-востока. Он приносит сухую и ясную погоду: летом — теплую, зимой — очень холодную.

С севера и северо-востока, главным образом со стороны Карского моря, приходит сухой и всегда холодный арктический воздух, формирующийся над льдом. Вторжения этого воздуха сопровождаются наступлением ясной погоды и резким снижением температуры.

С северо-запада поступает морской арктический воздух. По сравнению с воздухом, поступающим с северо-востока, он менее холодный, но более влажный. Летом на территорию области изредка вторгаются массы тропического воздуха, влажного морского с юго-запада и очень сухого, запыленного- с юго-востока; они приносят жаркую погоду.

Воздушные массы часто сменяются, что связано с частой циклонической деятельностью (в СПб примерно 40% всех дней года с циклонами). Следствием этого является характерная для Ленинградской области неустойчивая погода.

Среднегодовая температура воздуха понижается в Ленинградской области с запада на северо-восток от +4,5С до +2,0С. Самых холодный месяц в области — январь или февраль. Средняя температура января на востоке области -10С, на западе -6С. В СПб средняя температура января -7,5С, февраля -7,9С.

Самый теплый месяц области- июль. Среднесуточная температура июля в СПб +17,7С; отклонения от нее в пределах области невелики (+16С у побережья Ладожского озера, около +18С на юго-востоке).

Таблица 2 — Среднемесячная температура воздуха (в градусах Цельсия)

январь -8 июль +18
февраль -8 август +15
март -2 сентябрь +10
апрель +4 октябрь +3
май +10 ноябрь
июнь +14 декабрь -4

Продолжительность периода со средней суточной температурой воздуха выше 5С на востоке области примерно 160, а на юго-западе- 170 дней. Сумма среднесуточных температур в дни с температурами выше 10С составляет 1600-1800.

Для области характерна высокая облачность. В течение года в СПб, в среднем бывает только 30 безоблачных дней. Зимой облачность большая. Это замедляет падение температуры воздуха, так как облака препятствуют оттоку тепла из нижнего слоя атмосферы. Наименьшая облачность- весной и в начале лета, наибольшая- осенью.

Вся территория Ленинградской области находится в зоне избыточного увлажнения. Относительная влажность воздуха всегда высокая (от 60% летом до 85% зимой). Среднегодовая сумма осадков, составляющая 550-650 мм, на 200-250 мм больше количества испаряющейся влаги. Это способствует заболачиванию почв. Основная масса осадков выпадает в период с апреля по октябрь. Наибольшее количество осадков (750-850 мм в год) выпадает на возвышенных частях области.

Таблица 3 — Среднемесячное количество осадков (в мм)

январь 33 июль 55
февраль 32 август 80
март 29 сентябрь 48
апрель 34 октябрь 43
май 45 ноябрь 40
июнь 60 декабрь 35

Значительная часть осадков выпадает в виде снега. Устойчивый снежный покров лежит около 127 дней на юго-западе области и до 150-160 дней на северо-востоке. К концу зимы высота снежного покрова на северо-востоке достигает 50-60 см, а на западе, где часто бывают оттепели, не превышает обычно 30 см.

Климат СПб имеет некоторые особенности. В летнее время днем каменные здания, мостовые и тротуары сильно нагреваются и накапливают тепло, а ночью оттают его в атмосферу. Зимой воздух получает дополнительное тепло от отопления зданий.

Еще:  Ремонт Рено Дастер своими руками видео советы мастера по обслуживанию и устранению проблем неисправностей

Многочисленные примеси в воздухе (пыль, дым, сажа и пр.) замедляют его охлаждение; вместе с тем они собирают влагу, что способствует образованию дождевых капель. Поэтому в городе температура несколько выше и осадков больше, чем в его окрестностях.

Самое продолжительное время года- зима; она наступает на востоке области в конце ноября, а на западе- в начале декабря, с установлением снежного покрова и ледоставом на реках. Для первой половины зимы характерна неустойчивая циклоническая погода с частыми оттепелями.

Вследствие малой высоты стояния солнца, короткого дня и отсутствия снежного покрова суша в начале зимы сильно охлаждается. Морской воздух, поступающий с циклонами, также быстро охлаждается и достигает состояния насыщения, содержащийся в нем водяной пар конденсируется, что вызывает облачность и частые туманы. В течение декабря бывает 18-20 пасмурных дней и лишь 2 ясных дня.

Вторая половина зимы в Ленинградской области почти всегда значительно холоднее первой. Поступающий с запада морской воздух становиться более холодным и менее влажным, ослабляется циклоничность. Вследствие этого уменьшается облачность, туманы редки. Вместе с тем чаще вторгается арктический воздух, резко понижающий температуру. Весна наступает в области в конце марта, когда начинает таять снег. В западной части области снежный покров сходит обычно в последних числах марта, на востоке- в первой половине апреля. В начале весны прилетают первые птицы, зацветают деревья. Весна развивается медленно, так как оказывает влияние охлажденных за зиму крупных водоемов. Средняя суточная температура выше 0С устанавливается в СПб в первых числах апреля, но достигает +5С лишь в конце апреля, а +10С в середине мая. Циклоны весной редки, поэтому погода сравнительно устойчивая. Число дней с осадками невелико, а облачность меньше, чем в другие времена года. Нередко в пределы Ленинградской области вторгаются арктические воздушные массы. С ним связаны похолодания, а иногда длительные, а также поздние, главным образом ночные, заморозки, которые случаются в мае и даже в июне. Конец весны совпадает с прекращением заморозков.

Лето в Ленинградской области умеренно теплое. В связи с преобладанием континентальных воздушных масс облачность в большинстве случаев небольшая, особенно в начале лета.

Во второй половине лета ясную и теплую погоду все чаще прерывают циклоны. Они приносят пасмурную, ветреную и дождливую погоду. В годы с сильной циклонической деятельностью такая погода преобладает в течение всего лета. В начале сентября уже наступает осень, заморозки учащаются, начинается листопад, однако погода еще напоминает позднее лето. Это так называемое бабье лето, довольно теплое и сухое. С октября температура быстро понижается, усиливаются циклоны, преобладающей становиться пасмурная, прохладная, ветреная погода с моросящими дождями и туманами, которая сохраняется и в ноябре. Облачность и влажность в это время года самые высокие. С конца октября и в течение всего ноября снег неоднократно выпадает и тает. В последние дни ноября среднесуточная температура падает ниже 0С. Это конец осени.

1.1.2 Гидрологические условия

Вытекает из Ладожского озера в районе Шлиссельбурга, протекает по Приневской низине, впадает в Финский залив (Балтийское море). Её длина от Шлиссельбургской губы Ладожского озера до устья, при впадении Большой Невы в Невскую губу у Невских ворот Санкт-Петербургского торгового порта— 74км. Расстояние от истока до устья Невы по прямой— 45км.

Протекая по равнинной Невской низменности, Нева имеет невысокие берега, почти на всём протяжении круто обрывающиеся к воде, в среднем около 3—6 метров, в устье— 2—3 метра. Имеется 3 крутых поворота русла реки: у Ивановских порогов, у Невского лесопарка и Усть-Славянки (так называемое Кривое Колено) и у Смольного ниже устья реки Охты. Средний многолетний уровень падения реки 4,27 метра. В одном месте река пересекает моренную гряду и образует Ивановские пороги. Здесь, напротив мыса Святки у начала порогов находится самое узкое место реки (210м). Средняя скорость течения воды в стрежне Невы около 0,8—1,1 метра в секунду. В результате дноуглубительных и очистительных работ в 1973—1978 годах была срезана каменная мель. В результате судовой ход в районе порогов расширился с 85 до 160 метров, и тем самым удалось обеспечить двухстороннее движение судов.

1.1.3 Гидрологический режим р. Нева

Нева— широкая и глубокая река. Средняя ширина 400—600м. Самые широкие места (1000—1250м)— в дельте у Невских ворот Морского торгового порта в так называемой воронке рукава Большая Нева, у окончания Ивановских порогов при впадении реки Тосны и у острова Фабричный вблизи истока. Средняя глубина 8—11м; наибольшая глубина (24м)— выше Литейного моста в Смольнинской излучине у правого берега, напротив Арсенальной улицы, наименьшая (4,0—4,5м)— в Ивановских порогах.

Через Неву в Финский залив поступает вода с площади бассейна Ладожского озера. Площадь собственного бассейна Невы составляет 5 тыс. км², включая бассейн Ладожского озера— 281 тыс. км². На этой территории осадки значительно превышают испарение: на него идёт лишь 37,7%, а на суммарный сток реки— 62,3%.

По многоводности Нева уступает в Европейской части России лишь Волге, Каме и Печоре. За период наблюдения с 1859 года наибольшая водность наблюдалась в 1924 году (116 км³), наименьшая— в 1900 году (40,2 км³). Средний многолетний годовой расход воды в Неве— 78,9 км³ (в среднем 2500 м³/с).

Из-за равномерного стока воды из Ладожского озера у Невы в течение всего года не бывает весеннего подъёма воды и паводков. Замерзает Нева на всём протяжении. Средние сроки замерзания Невы— первая декада декабря, а вскрытия— первая декада апреля. Толщина льда 0,3—0,4м в черте Санкт-Петербурга, и 0,5—0,6м за его пределами. В верхнем течении Невы зимой иногда возникают зажоры и заторы льда, из-за этого выше по течению происходят наводнения. Из общего объёма льда Ладожского озера (10,6 км³) в Неву выносится не более 5%. Средняя температура воды летом 17—20°C, купальный сезон длится около 1,5 месяцев. Вода в Неве пресная (средняя минерализация 61,3 мг/л), гидрокарбонатно-кальциевая 7 мг/л, средняя мутность.

Таблица 4 — Объём стока основных гидрологических величин Невы (средний год, в скобках указан процент от годового значения)

Величина Сапреля поиюнь Сиюля посентябрь Соктября поноябрь Сдекабря помарт Всего
загод
Сток воды, км³ 22,7 (28,5%) 23,5 (29,4%) 14,1 (17,7%) 19,4 (24,4%) 79,7
Взвешенные наносы, тыс. т 162 (31,7%) 136 (26,7%) 143 (28,0%) 69 (13,6%) 510
Донные наносы, тыс. т 26,5 (40,8%) 15,8 (24,3%) 21,3 (32,7%) 1,4 (2,2%) 65,0
Ионный сток, тыс. т 735 (25,6%) 729 (25,4%) 712 (24,8%) 694 (24,2%) 2870
Тепловой сток, 10 15 ккал 168 (28,4%) 359 (60,7%) 63 (10,7%) 1 (0,2%) 591
Сток льда, км³ 0,57 (81,4%) 0,13 (18,6%) 0,7

1.2 Механический расчёт трубопровода

1.2.1 Выбор труб

Обеспечение высокой степени надёжности работы проектируемого межпромыслового нефтепровода достигается наряду с прогрессивными техническими решениями выбором материалов и изделий для строительства нефтепровода, соответствующих климатическим условиям и технологическим параметрам эксплуатации, при этом эффективным способом обеспечения надёжности является применение труб, обладающих повышенной коррозионной стойкостью.

Учитывая коррозионную активность перекачиваемого продукта и высокую степень экологической уязвимости данных районов, для снижения аварийности в проекте принимаем трубы с заводским изоляционным покрытием, изготовленные из стали повышенной хладностойкости и коррозионной стойкости марки 16Г2СФ, по ТУ 14-157-54-97 Нижнеднепровского трубопрокатного завода. Марка прочности стали К52.

Характеристика конструктивных параметров труб межпромыслового нефтепровода приведена в табл. 5.

Источник

Обслуживание и ремонт газонефтепроводов


Название: Техническое обслуживание и ремонт оборудования нефтегазовой отрасли
Автор: Хайруллина Г.А., Аубeкeрοва Г.А., Ахпанбeтοва А.К., Джумабаeв Ο.Л.
Издательство: Астана: НАО «Холдинг«Кəсіпқор»
Год: 2018
Формат: pdf
Страниц: 125
Размер: 13 mb
Язык: русский

В учебном пособии описаны системы технического обслуживания и ремонта оборудования, применяемые в настоящее время на предприятиях нефтегазовой отрасли. Рассмотрены вопросы эксплуатации и ремонта механо-технологического оборудование НПС.

Учебное пособие предназначено для студентов учебных заведений системы технического и профессионального образования.

СОДЕРЖАНИЕ
ПРЕДИСЛОВИЕ
Глава 1. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ, ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ 1.1.Основные сведения и классификация трубопроводов
§ 1.2.Основные понятия о ремонте трубопровода
§ 1.3. Ремонт дефектов труб и сварных швов нефтепровода
§ 1.4.Ремонт узлов соединения трубопроводов
Глава 2. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ, ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ 2.1.Основные сведения о насосах
§ 2.2. Насосы нефтепроводов и нефтебаз
§ 2.3. Основные понятия о ремонте насоса
§ 2.4 Эксплуатация и ремонт насосного агрегата типа «НМ»
§ 2.5 Эксплуатация и ремонт насосов 8НДв-Нм; 12НДс- Нм; 14НДС-Н
§ 2.6 Типовой объем работ при техническом обслуживании, при текущем и капитальном ремонте насосного оборудования
Глава 3. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ, ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ КОМПРЕССОРНЫХ УСТАНОВОК
3.1 Принцип действия, классификация и конструктивное устройство компрессорных машин
§ 3.2. Эксплуатация поршневой стационарной компрессорной установки К-25М
§ 3.3. Эксплуатация ротационно-платинчатой компрессорной установки ПР 8/07
§ 3.4. Эксплуатация передвижной винтовой компрессорной установки XRHS 396 Md
§ 3.5. Техническое обслуживание и ремонт компрессоров. Контроль работоспособности компрессоров
§ 3.6. Типовой объем работ при техническом обслуживании, при текущем и капитальном ремонте компрессоров
Глава 4. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ, ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ АРМАТУР ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ § 4.1. Назначение, принцип действия и классификация
§ 4.2. Контроль и диагностика запорной арматуры
§ 4.3. Типовой объем работ при ремонтах запорной арматуры
Практическая работа №1
Практическая работа №2
Практическая работа №3
Практическая работа №4
Практическая работа №5
Заключение
Принятые сокращения
Список литературы

Источник