1. Порядок проектирования маг тдов
 Скачать 12.69 Mb.
|
|
1.Порядок проектирования маг. т\дов Создание объекта строительства (маг.-го тр.-да) осуществляется в непрерывном инвестиционном процессе с момента возникновения идеи (замысла) до сдачи объекта в эксплуатацию. Неотъемлемой частью этого процесса явл.-ся проектные работы. Схема их организации приведена на рис.  Началу проектных работ предшествуют предварительные изыскания и исследования. Первый этап работ нач.-ся с разработки ходатайства (деклара-ции) о намерениях, которое составляется заказчиком или по его поручению проектной организацией на договорной основе. Ходатайство (декларация) о намерениях разраб.-ся на основании: рекомендаций, материалов предварительных исследований и изучения перспективной потребности и мощности сырьевой базы нефти или газа с учетом разведанных и утвержденных запасов, возможности сбыта на внутреннем и внешнем рынке. В ходатайстве (декларации) о намерениях должны содержаться: наименования инвестора и заказчика, наименование трубопровода, его производительность, предполагаемые сроки строительства и ввода в эксплуатацию, намечаемая трасса трубопровода (по, материалам изучения топограф.-их карт), нач.-ый и конечный пункт тр\да местоположение промежуточных ПС и наливных пунктов, потребность в земельных, водных и энергетических ресурсах, потребность в трубах и других материалах для строительства, численность рабочих и служащих, возможное влияние на окружающую среду, стоимость строительства, источники финансирования. Ходатайство о намерениях представ-ся заказчиком на рассмотрение органам исполнительной власти. По результатам положительного рассмотрения органами исполнительной власти ходатайства (декларации) о намерениях заказчик принимает решение о разработке обоснования инвестиций в строительство. В состав 2-го этапа проектных работ по обоснованию инве-стиций входят: принятие основных решений по тр\ду, включая его производительность и перспективную потребность, определение потребности в необходимых ресурсах и источников их получения, анализ вариантов трасс тр\да с обоснованием выбранной трассы и краткая ее характеристика, установление сроков и очередности стр.-ва, его организации, определение потребности в трудовых ресурсах, определение стоимости стр.-ва, оценка эффективности инвестиций и уточнение возможных источников их финансирования. На основании вышесказанного производится оформление акта выбора земельных участков трассы и площадок ПС под стр.-во. На 3-ем этапе проектных работ осуществляется разработка ТЭО — технико-экономического обоснования (проекта) стр.-ва тр\да. ТЭО является основным проектным документом на стр.-ве тр\да. Оно выполн.-ся на основе одобренных обоснований инвестиций в стр.-во, при наличии утвержденного решения о предварительном согласовании места размещения объекта и материалов инженерных изысканий, собранных на предварительном этапе. Данные работы должны выпол.-ся специализированными подразделениями проектировщика и другими организациями. Проектная документация разрабатывается преимущественно на конкурсной основе, в том числе через торги подряда (тендер). В ТЭО (проекте) детализируются решения, принятые в обоснованиях, и уточняются основные технико-экономические показатели. Детализация решений по трассе трубопровода и площадкам ПС выполняется, в основном, с использованием данных технических изысканий. При этом уточняются: протяженность трассы тр.\да и ее плановое положение, продольный профиль трассы, позволяющий установить окончательное местоположение промежуточных ПС, створы подводных переходов, переходов железных и автомобильных дорог, их техническая характеристика, геологические свойства грунтов, ведомость угодий, пересекаемых трассой трубопровода, а также другие данные, позволяющие уточнить решения, заложенные в обоснованиях. Состав работ ТЭО (проекта) аналогичен перечню, приведенному выше в обосновании инвестиций. При разработке ТЭО (проекта) помимо детализации технических решений, заложенных в обоснованиях, особое внимание уделяется вопросам: обеспечения надежности и экологической безопасности, определения затрат на строительство объектов тр\да и объектов соц.-го и культурно-бытового назначения, определения показателей эффективности инвестиций в стр.-ство. В процессе разработки ТЭО (проекта) производятся согласования уточненных по материалам изысканий земельных участков под строительство объектов маг.-го тр.-да. После утверждения и одобрения Государственной экспертизой ТЭО (проекта) может разраб.-ться тендерная документация, на основе которой участники торгов готовят свои предложения, после чего на конкурсной основе определяется подрядчик строительства трубопровода и начинается разработка рабочей документации. На основе утвержденной проектной документации производится изъятие уточненных в результате изысканий земель под строительство трубопровода. Рабочая документация разрабатывается по согласованному с заказчиком графику с учетом установленной утвержденным проектом очередности строительства. Для технически несложных объектов маг.-ных тр.-дов, строящихся по типовым или унифицированным проектам на основе утвержденных (одобренных) обоснований инвестиций в строительство, может разрабатываться рабочий проект в составе утвержденной части и рабочей документации. Стадийность исполнения проекта устанавливается заказчиком в задании на проектирование. 2.Системы перекачки. Достоиства и недостатки. В зависимости от оснащенности нефтеперекачивающих станций возможны 4 системы перекачки: постанционная, через резервуар насосной станции, перекачка с подключенным резервуаром и перекачка из насоса в насос.  а — постанционная; б — через резервуары НПС; в — с подключенными резервуарами; г — из насоса в насос; 1 — резервуар; 2 — насосная станция При постанционной перекачке нефть поочередно принимают в один из резервуаров нефтеперекачивающей станции, а откачивают из другого. Эта система позволяет достаточно точно учитывать перекачиваемую нефть по замерам уровня в резервуарах. Основной недостаток системы — большие потери от испарения при заполнении-опорожнении резервуаров (потери от больших дыханий, а также значительная металлоемкость. При перекачке через резервуар НПС (нефть от предыдущей станции поступает в резервуар, который служит буферной емкостью, и одновременно из него откачивается. Благодаря этому уменьшается перемещение уровня нефти в резервуарах и, соответственно, сокращаются потери от больших дыханий. Недостатки: выявления утечек на конкретных перегонах между НПС с помощью порезервуарного учета; потери от испарения велики. При перекачке с подключенным резервуаром нефть через резервуар не проходит, поскольку он соединен с отводом от всасывающей линии станции. При данной системе перекачки потери от ≪больших дыханий≫ снижаются еще более значительно, так как уменьшается турбулизация нефти в резервуарах. Система перекачки из насоса в насос осуществляется при отключенных резервуарах промежуточных НПС. исключаются потери от испарения и необходимость в подпорной насосной, так как используется подпор, передаваемый от предыдущей НПС. Недостаток: работа НПС становится зависимой от работы других станций. 3.Выбор оптимальной трассы трубопровода. На основании материалов, полученных при выполнении инженерно-геодезических, инженерно-геологических, инженерно-гидрометеорологических и инженерно-эколог.-х изысканий, разраб.-т проектную документацию для стр.-ва и эксплуатации объекта. В задании на проектирование должны быть указаны нач.-я и конечная точки маг.-ого н\провода. Они определяются при выборе головных сооружений на промысле, расположением н\перерабатывающего завода, местом отвода от крупной маг.-ой системы и конечным пунктом (крупным потребителем, морским терминалом и т.д ). Нач.-я и конечная точки маг.-х н\проводов намечаются на нач.-х стадиях проектирования — при составлении ТЭО. После выбора оптимальной трассы все расчеты, выполненные на стадии разработки ТЭО, уточняются. Оптимизация трассы н\провода м\ду заданными точками может быть проведена по различным критериям. Оптимальной считается трасса, сооружение н\провода вдоль которой позволяет получить максимальное или минимальное значение оценочного критерия. Наиболее общим, универсальным критерием является минимум капитальных и эксплуатационных затрат. Частными критериями оптимальности являются: минимум металловложений (кратчайшая трасса); минимум трудовых затрат при сооружении н\провода (прохождение трассы по благоприятным для стр.-ва участкам местности); Min-ый срок стр.-ва (сооружение нового нефтепровода вдоль действующих н\проводов, где уже есть ряд сопутствующих сооружений — связь, вдольтрассовые дороги, водоснабжение, канализация, энергоснабжение и т.д.; где имеются стр/-ые подразделения и не требуется времени на перебазировку и подготовительные работы, в коридоре круглогодично функционирующих транспортных коммуникаций). 4.Состав рабочей и исполнительной документации. Состав рабочей документации определяется соответствующими государственными стандартами Системы проектной документации для строительства (СПДС) и уточняется заказчиком и проектировщиком в заключаемом договоре. Рекомендуемый состав раб. документации следующий: Рабочие чертежи, предназнач.-ые для производства стр.-х и монтажных работ;Рабочая документация по ГОСТ на стр.-ые изделия (выполняется в случаях, специально оговорен-ных в контрактной документации или в задании заказчика на разработку рабочей документации;Спецификации оборудования, изделий и материалов по основным комплектам рабочих чертежей по ГОСТ;Ведомости и сводные ведомости объемов стр.-ых и монтажных работ по ГОСТ 21.101 — 81. Другая документация, предусмотренная соответствующими стандартами; Сметная документация (объектные и локальные сметы выполняются при одностадийном проектировании, а при проектировании рабочей документации в случаях, специально оговоренных в задании заказчика на проектирование); Конструкторская документация по изготовлению не стандартизированного оборудования, конструкций узлов и деталей; Специальные разделы, оговоренные договором. Проектировщиком осуществляется контроль за соответст-вием рабочей документации. Содержание и порядок проведения нормоконтроля в проектных организациях регламентируется ГОСТ. Нормоконтролю подлежат:проектно-сметная и рабочая документация на проектирование всех видов; изменения, внесенные в ранее разработанную и выданную заказчику проектно-сметную документацию. Оперативную работу по организации разработки рабочей документации, ее приемки и передаче подрядной стр.-ой организации обеспечивает заказчик либо специализированная компания по управлению проектом. 5. Типы и характеристики центробежных нагнетателей В настоящее время на предприятиях магистрального транспорта газа применяются центробежные газоперекачивающие агрегаты (ГПА) с приводом от газовых турбин и реже с приводом от электродвигателей. Различают полнонапорные центробежные нагнетатели (ЦН) со степенью повышения давления (степенью сжатия) в одном агрегате г = 1,45... 1,5 и неполнонапорные нагнетатели, степень повышения давления у которых составляет е = 1,2... 1,3. Для расчетов режимов работы КС применяются характеристики ЦН. Одним из универсальных видов является приведенная характеристика ЦН, представляющая собой зависимость степени повышения давления е, политропического коэффициента полезного действияи приведенной относительной внутренней мощности  от приведенной объемной производительности при различных значениях приведенных относительных оборотов   Приведенная характеристика центробежного нагнетателя по методике ВНИИГаза 6. Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода В состав магистрального нефтепровода входят следующие комплексы сооружений (рис. 3.1): • подводящие трубопроводы; • головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС); • промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС); • конечный пункт (КП); • линейные сооружения.  Рисунок 3.1 — Схема сооружений магистрального нефтепровода: 1 — промыслы; 2 — нефтесборный пункт; 3 — подводящие трубопроводы; 4 — головная нефтеперекачивающая станция; 5 — линейная задвижка; 6 — подводный переход; 7 — переход под железной дорогой; 8 — промежуточная нефтеперекачивающая станция; 9 — надземный переход через овраг (ручей); 10— конечный пункт нефтепровода (нефтебаза); 11 — пункт налива нефти в железнодорожные цистерны; 12 — перевалка на водный транспорт; 13 — пункт сдачи нефти на нефтеперерабатывающем заводе. Подводящие трубопроводы связывают источники нефти (промысловый нефтесборный пункт) с головной нефтеперекачивающей станцией. Головная нефтеперекачивающая станция магистрального нефтепровода обеспечивает прием нефти с установок подготовки и закачку ее в трубопровод. Промежуточные нефтеперекачивающие станции предназначаются для поддержания необходимого давления в магистральном нефтепроводе в процессе перекачки. В завершение пути следования нефть поступает на конечный пункт. Здесь производится ее прием, учет, перевалка на другие виды транспорта или сдача потребителю. К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся: • трубопровод, • линейная запорная арматура - переходы через автомобильные и железные дороги - надземные переходы через овраги, ущелья и т. п.; • узлы пуска и приема средств очистки и диагностики (СОД • станции противокоррозионной (катодной, дренажной) защиты трубопровода; • линии связи и электропередачи. • вдольтрассовые дороги, аварийно-восстановительные пункты (АВГ1), дома линейных ремонтеров, вертолетные площадки. 7. Камеры приема и пуска поточных средств. На маг. н\проводах должны предусматриваться устройства приема и пуска скребка для их очистки в период эксплуатации, которые также м. use для приема и пуска разделителей при последовательной перекачке и поточных средств диагностики. Устройства приема и пуска скребка размещаются на н\проводе на расстоянии друг от друга до 300 км и, как правило, совмещаются с НПС. Эти устройства д. предусматриваться на лупингах и резервных нитках протяженностью более 3 км, а также на отводах протяженностью более 5 км. Схемы устройств приема и пуска скребка в зависимо-сти от их расположения на н\де д. обеспечивать различные варианты техн.-х операций: пропуск, прием и пуск; только пуск; только прием. Схемы устройств д. предусматривать возможность осуществления перекачки н. по н\проводу без остановки НПС в процессе очистки н\провода. В состав устройств приема и пуска входят: 1) камеры приема и запуска очистных устройств; 2) т\ды, арматуры и соединительные детали; 3) емкость для дренажа из камер приема и пуска; 4) механизмы для извлечения, переме-щения и запасовки очистных устройств; 5) сигнализаторы прохождения очистных устройств; приборы контроля за давлением. Т\д в пределах одного очищаемого участка должен иметь постоянный внутренний диаметр и равнопроход-ную линейную арматуру без выступающих внутрь т\да узлов или деталей. При проектировании узлов равнопроходных ответвлений от основного т\да, а также неравнопроходных ответвлений, диаметр которых составляет свыше 0,3 диаметра основного т\да, д. предусматриваться проектные решения, исключающие возможность попадания очистного устройства в ответвление. На участках переходов т\да ч\з естеств.-е и искусств.-е препятствия, диаметр которых отличается от диаметра основного т\да, допускается предусматривать самостоя-тельные узлы пуска и приема поточных устройств. Т\д и узлы пуска и приема поточных устройств должны быть оборудованы сигнальными приборами. 8.Классификация НПС. Технологические схемы НПС. НПС делятся на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). На ГНПС осущ.-ся след. тех.-е операции прием и учет н., краткосрочное хранение н. в резервуарах. Внутрестационарные перекачки н. Закачка н. в маг.-й т\д.Пуск в маг.-й т\д очистных и диагност.-х устройств. На ГНПС м. применятся подкачка н. из др. н\проводов или попутных н\промыслов. На ПНПС производится повышение напорной трубопроводной н. для ее дальнейшей перекачки. При перекачки из насоса в насос не имеет резервуарных парков. Если же перекачка ведется ч\з резервуары или с подключением резервуара, резервуарные парки имеются. На ПНПС т.ж. устанавливают системы сглаживания волн давления и защиты от гидр. ударов. Для снижения затрат на сооружения НПС используются метод блочно-комплектного или блочно-модульного их исполнения. Все оборудование станций включает автоматику – в блочном исполнении монтируется, испытывается на заводе и доставляется на строй. площадку. Блочно- модульные НПС м. б. открытого типа т.е. расположение под навесом на открытом воздухе. Сами агрегаты защищены индивидуальными мет.-ми кожухами с автоматич. сист. вентиляции и подогрева. Технологические схемы НПС. Тех. схемы НПС – наз. внемасштабный рис. на кот. приведена принципиальная схема работы НПС в виде сист. внутрестационарного коммуникаций т\да. Основными эл.-ми изображения на т.с. НПС являются: сист. обвязки НПС (трубопроводные коммуникации); сист. обвязки рез. парка; сист. обвязки подпорных и основных насосов; узлы тех. задвижек манифольды;размещение тех. оборудования (фильтрогрязеуловителей регуляторов давления, уловлив.-я и сбора утечек дренажа и т.д., узлы учета н., узлы приема и ввода в т\д очистных и и диагност.-х устройств,предохр.-е клапаны. 9.Расчет на прочность т\да. Уложенный в грунт т\д испытывает кольцевые, продольные и радиальные напряжения .  1)Кольцевые напряжения возникают под действием внут.-го давления Р. Величину  квыразим следующим образом. Давление создает на единице длины трубы разрывающее усилие равное  Р. Ему противодействует сила сопротивления   (внутренний диаметр трубы) Продольные напряжения создаются под действием внутреннего давления, температуры и изгибающих усилий.  гдеµп - коэффициент Пуассона,=0,3; Е - модуль упругости для стали=206000МПа; αL-коэффициент линейного расширения = 12*1061/град; ∆T - расчетный температурный перепад; Rи — радиус изгиба трубопровода. +- растягивающие напряжения, а - - сжимающие. Напряжения изгиба возникают на поворотах трассы трубопровода, а также при прохождении через вершины и впадины профиля трассы.  Радиальные напряжения малы и в расчетах не учитываются. Маг.-е т-ды рассчитывают по м\ду предельных состояний. Предельным наз. такое состояние конструкции при достижении кот.-го ее нормальная эксплуатация становится невозможной. Подземные т\ды достигают предельного состояния, когда напряжения в них достигают предела прочности σвр, наземные-предела текучести. Найдем расчетную толщину стенки т\да из ур.-я  Однако учитывая, что конструкция должна иметь некоторый запас прочности, заменим величину Р произведением пр *Р (пр-коэф. надежности по нагрузке), a к -расчетным сопротивлением металла трубы и сварных соединений R1., что дает  пр=1,15 для нефте- и нефтепродуктопроводов, работающих по системе «из насоса в насос»; пр =1,1 – во всех остальных случаях. Расчетное сопротивление металла  my - коэффициент условий работы т\да; Kx – коэф. над.-ти по материалу; Кн- коэф. над.-ти по назначению т\да(СНИП) При наличии продольных осев. сжим.-х напряжений:  ψ1–коэф. учит.-й двухосное напр.-нное сост.-ие, σвр-этоабс. знач. прод. осев.-х сжим. напр.-й вычисляемые по действ.-м расч.-м нагрузкам и возд.-м с учетом упругого пласт. раб.металла.  |