Файл: Дайте определение головной и промежуточной перекачивающей станции.docx

1. 
   Дайте определение головной и промежуточной перекачивающей станции.
   

ГНПС-это сложный комплекс инженерных сооружений, предназначенный для приема - сдачи и перекачки нефти по МН. Основные технологические операции - это прием и учет нефти, закачка её в резервуарный парк, откачка в трубопровод, прием и запуск очистных и диагностических устройств.

ГНПС состоит из основных комплектов сооружений:

-резервуарный парк

-подпорная насосная станция

-блок магистральных насосов

ГНПС должна располагать резервуарной емкостью 2-3 суточной проектной пропускной способности н/провода для обеспечения бесперебойной перекачки.

ПНПС - предназначены для повышения напора с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти.

ПНПС с РП располагаются на границе эксплуатационных участков, в местах перераспределения потоков между н/проводами, в условиях горного рельефа и предусматривается резервуарная емкость в размере 0,3- 0,5 суточной проектной пропускной способности МН.

При выполнении ПСО на НПС с РП резервуарная емкость должна быть 1-1,5 сут.проектной пропускной способности н/пр. При нескольких параллельных н/проводах, объем РП определяется как сумма проектных пропускных способностей н/провода.
2.Расскажите схемы перекачки нефти / нефтепродукта по МТ.
Схемы перекачки нефти

Из насоса в насос
Через резервуары
По-резервуарно
С подключенными резервуарами

3. 
   Перечислите способы прокладки МТ. Достоинства и недостатки отдельных способов прокладки.
   

Способы прокладки МН.

-Подземная

-Наземная

-Надземная
Достоинства подземных схем :

-Максимальная механизация всех видов строительных работ

-Полное использование пахоты земли после окончания строительства и сдачи нефтепровода в эксплуатацию.

---

-Трубопровод при эксплуатации находится в относительно постоянных температурных условиях

Недостатки:

-Большой объем земельных работ

-При ревизии и ремонте доступ к трубопроводу затруднен

-Заглубление нефтепровода должно быть примерно не менее DN-1000-0,8 м при DN-1000- и более до 1200 -1м
Достоинства надземного нефтепровода

-Минимальный объем земельных работ которое связанно с устройством опор

-Достоинство при ревизии и ремонте трубопровода.

-Единственный способ прокладки

Недостатки

-Сложность строительно-монтажных работ при устройстве опор и укладки трубопровода на опоры

-Создает препятствие движения наземного транспорта и передвижение животных

-Подвергает прямому разрушающему воздействию окружающей среды ( дождь,ветра,и т.д.)

-Подвергается колебанию температур.
Достоинства наземной прокладки

-Уменьшает объем земельных работ

-Исключает применение пригрузов и анкерных устройств

-Относительно большая доступность при осмотрах и ремонтах

Недостатки

-Плохая устойчивость грунта насыпи.

-Препятствуют движению наземного транспорта и передвижению животных

-Нарушение естественных водостоках , требует сооружения водопроводного устройства .


4. Перечислите линейные сооружения МТ и расскажите об их назначении.

В состав линейной части МТ входят:

• 
  трубопроводы с ответвлениями, лупингами, перемычками и резервными нитками, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения насосных станций, узлами пропуска и пуска-приема СОД, узлами защиты и регулирования давления;
  
• 
  установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии (ЭХЗ);
  
• 
  средства телемеханики, технологической связи, оперативного управления и помещения для их размещения;
  
• 
  вдольтрассовые линии электропередач;
  
• 
  посадочные площадки приема ремонтных бригад;
  
• 
  пункты подогрева нефти;
  
• 
  здания и сооружения ЛАЭС (дома обходчиков, пункты размещения средств ЛАРН, пункты наблюдения на ППМН);
  
• 
  устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты;
  
• 
  противоэрозионные и защитные сооружения МТ;
  
• 
  вдольтрассовые проезды, сооружаемые при соответствующем технико-экономическом обосновании, опознавательные, запрещающие и предупредительные знаки местонахождения МТ;
  
• 
  блокировочные трубопроводы между параллельными МТ;
  

---

- система обнаружения утечек.
5. Расскажите об устройстве переходов МТ через железные и автомобильные дороги и требования к их содержанию.

Существует три способа прокладки трубопровода (открытым методом, методом прокола или продавливания и методом горизонтального бурения). Как правило, переходы через автомобильные и железные дороги должны сооружаться подземными (исключение – районы с многолетнемерзлыми и пучинистыми грунтами, болота, неустойчивые участки дорожного полотна).

Участки нефтепроводов, прокладываемых на переходах через железные и автомобильные дороги должны предусматриваться в защитном футляре из стальных труб, диаметр которых определяется должен быть больше наружного диаметра нефтепровода не менее чем на 200 мм.

Пересечение железных дорог

Концы футляра должны выводиться на расстояние:

а) при прокладке нефтепровода через железные дороги:

1) от осей крайних путей – 50 м, но не менее 5 м от подошвы откоса насыпи и 3 м от бровки откоса выемки;

2) от крайнего водоотводного сооружения земляного полотна (кювета, нагорной канавы, резерва) – 3 м;

Прокладка кабеля связи нефтепровода на участках его перехода через железные и автомобильные дороги должна производиться в защитном футляре или отдельно в трубах.

Заглубление защитного футляра или микротоннеля на переходе железной дороги принимается:

- не менее 1 м от подошвы дороги или естественных отметок земли прилегающих участков дороги до верхней образующей защитного футляра и не менее двух внешних диаметров микротоннеля;

- не менее 1,5 м от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа до верхней образующей защитного футляра, микротоннеля;

- не менее 3 м от подошвы рельса до верхней образующей защитного футляра или микротоннеля;

- не менее чем на 0,8 м ниже границы подушки насыпи земляного полотна дороги до верхней образующей защитного футляра или микротоннеля.

Пересечение автомобильных дорог

Концы футляра должны выводиться на расстояние:

а) при прокладке нефтепровода через автомобильные дороги – от бровки земляного полотна – 25 м, но не менее 2 м от подошвы насыпи.

Заглубление защитного футляра или микротоннеля на переходе автомобильной дороги принимается:

- не менее 1 м от подошвы дороги или естественных отметок земли прилегающих участков дороги до верхней образующей защитного футляра и не менее двух внешних диаметров микротоннеля;

- не менее 0,4 м от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа до верхней образующей защитного футляра, микротоннеля;

---

- не менее 1,4 м от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного футляра, микротоннеля;

- не менее чем на 0,8 м ниже границы подушки насыпи земляного полотна дороги до верхней образующей защитного футляра или микротоннеля (при закрытой прокладке).

При прокладке нефтепровода без защитных футляров вышеуказанные глубины должны приниматься до верхней образующей нефтепровода.

Расстояние между параллельными нефтепроводами на участках их переходов под железными и автомобильными дорогами следует назначать исходя из грунтовых условий и условий производства работ, но во всех случаях это расстояние должно быть не менее расстояний, принятых при подземной прокладке линейной части МТ.

Нефтепровод на переходах через железные и автомобильные дороги в пределах защитного футляра должен быть прямолинейным.
6. Расскажите об устройстве подводных переходов МТ.

Переходы МТ через водные преграды и малые водотоки подразделяются по способу прокладки на:

• 
  подводные;
  
• 
  надземные (воздушные).
  

К переходам МТ через водные преграды относится линейная часть нефтепровода (нефтепродуктопровода) с сооружениями, проходящая через водные преграды шириной по зеркалу воды в межень 10 м и более и глубиной 1,5 м и более или шириной по зеркалу воды в межень 25 м и более независимо от глубины.

Переходы МТ через водные преграды подразделяются:

1. 
   по количеству трубопроводов одного МТ, пересекающих водную преграду:
   

1. 
   однониточные;
   
2. 
   многониточные.
   

1. 
   по количеству пересекаемых водных преград в границах перехода:
   

1. 
   однорусловые;
   
2. 
   комплексные, состоящие из нескольких сопряженных переходов, имеющих общие границы.
   

1. 
   по методу строительства:
   

1. 
   наклонно-направленное бурение (ННБ);
   
2. 
   микротоннелирование;
   
3. 
   тоннелирование с использованием щитовой проходки;
   
4. 
   «труба в трубе»;
   
5. 
   траншейный;
   
6. 
   надземный (воздушный).
   

В состав перехода МТ через водную преграду и малый водоток входит участок линейной части магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), пересекающий водную преграду (малый водоток), имеющий границы в соответствии с рисунками 6,7,8,9 и установленные на данном участке оборудование и сооружения:

• 
  запорная арматура, включая системы автоматики, контроля и ИТСО, включая обвалование и сопутствующее оборудование;
  
• 
  вантуза, колодцы КИП;
  
• 
  КПП СОД, установленные на основных и резервных нитках перехода МТ через водную преграду, включая обвалование и сопутствующее оборудование;
  
• 
  перемычки между основной и резервной нитками переходов МТ через водную преграду с установленным на них оборудованием;
  
• 
  берегоукрепительные сооружения;
  
• 
  системы электроснабжения, освещения, молниезащиты и ЭХЗ;
  
• 
  оборудование СОУ;
  
• 
  долговременные репера;
  
• 
  указатель маркерного пункта для проведения ВТД;
  
• 
  предупреждающие знаки обозначения охранной зоны перехода, опознавательно- предупреждающие знаки на пойменных участках перехода, знаки установки маркерных пунктов, знаки долговременных реперов;
  
• 
  дополнительно для переходов, построенных методами микротоннелирования, тоннелирования с использованием щитовой проходки, «труба в трубе», система контроля состава и давления газопаровоздушной среды в межтрубном пространстве;
  
• 
  дополнительно для воздушных переходов через водные преграды – опорные сооружения, вантовые троса, гасители скорости потока, ограждения выхода трубопровода из грунта;
  
• 
  дополнительно для переходов через судоходные реки и реки с шириной русла более 500 м – пункт наблюдения;
  
• 
  вертолетная площадка;
  
• 
  защитные сооружения от аварийного разлива нефти и нефтепродукта;
  
• 
  подъездная дорога.
  

---

7. Перечислите способы балластировки трубопровода.

Для балластировки трубопроводов применяются следующие типы балластирующих устройств:

-  кольцевые утяжелители;

-  обетонированные трубы;

-  балластирующие устройства охватывающего типа (БУОТ).

Примечание - Балластирующие устройства должны соответствовать ТУ, включенным в Реестр ТУ и ПМИ «Транснефть» в соответствии с требованиями ОР-03.120.20-КТН-031-10, и иметь оформленные в установленном порядке сертификаты соответствия.

При применении модернизированных или новых конструкций балластирующих устройств для трубопроводов, их технические характеристики должны подтверждаться результатами испытаний и расчетным обоснованием, соответствовать требованиям, регламентируемым настоящим документом и иметь положительные экспертные заключения ТНН» о их соответствии техническим требованиям на балластирующие устройства.

Кольцевые утяжелители подразделяются на:

-  чугунные балластирующие устройства (ЧБУ);

-  железобетонные балластирующие устройства (ЖБУ).

Балластирующие устройства охватывающего типа подразделяются на:

-  железобетонные (УБО, УБОм);

-  тканевые (КТ, ПКБУ).

Срок службы балластирующих устройств и их составных элементов должен быть равен сроку службы трубопровода и составлять не менее 30 лет.

8. Расскажите о промывке клиновых задвижек и проверка их на герметичность. Правила проведения работ.
Промывка посадочного паза затвора клиновых задвижек должна проводиться за счет увеличения скорости потока перекачиваемой нефти/нефтепродукта при уменьшении площади проходного сечения и создании перепада давления до и после затвора задвижки путем ее прикрытия. При невозможности промывки посадочного паза клиновых задвижек потоком перекачиваемой жидкости (клиновые задвижки установленные на перемычках между НПС и МНПП, отсекающие предохранительные устройства, ССВД и т.д., где не позволяет технологическая схема из-за не проточности участков и на участках, где изменение положения задвижек может привести к изменению режима перекачки) очистка паза осуществляется при проведении СР задвижек, при этом СР проводится при выявлении негерметичности затвора или при наработке на СР. Перечень вышеуказанных задвижек должен быть разработан для каждой НПС и учтен в инструкции, утвержденной главным инженером РНУ (УМН).

---