Учебное пособие: Строительные конструкции

Учебное пособие: Строительные конструкцииУчебное пособие: Строительные конструкции.

Содержание учебной дисциплины и методические указания.

Студент должен: знать, историю, современное состояние и перспективы развития транспорта и хранения нефти, нефтепродуктов и газа; магистральные нефте- и газопроводы; систему нефте- и газоснабжения.

Роль и значение ТХНГ. Краткая история, современное состояние и перспективы разви­тия ТХНГ. Магистральные нефте- и газопроводы. Система нефте- и газоснабжения.

Задачи и краткое содержание учебной дисциплины Строительные конструкции. Значение учебной дисциплины Строительные конструкции в подготовке тех­ников по специальности Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефте­хранилищ и ее связь с другими учебными дисциплинами.

Литература. [5], стр. 3-9, 26-27, 237-238; [58], стр.3-12, [59], стр. 5-10; [9], стр.3-4,14-17; [35], стр.3-5.

Промышленность, транспорт и сельское хозяйство потребляют свыше 200 сортов неф­тепродуктов в виде горючего и смазочных материалов. Газ используется на электростанци­ях, в металлургии и в других областях — как наиболее совершенный и дешевый вид топлива, природный газ, кроме того, является наилучшим сырьем для химической промышленности.

Повышается роль нефти и газа в топливном балансе.

Бесперебойная работа всех отраслей хозяйства зависит от своевременной и качествен­ной поставки нефти, нефтепродуктов и газа. Процесс доставки и распределения осуществля­ется системой транспорта и хранения, включающей трубопроводный, водный, железнодо­рожный и автомобильный транспорт, а также широкой сетью нефтебаз, газохранилищ, авто­заправочных станций (АЗС) и газораздаточных станций, размещенных по территории всей России.

В результате изучения учебной дисциплины Строительные конструкции студенты приобретают знания о строительных конструкциях для ТХНГ, о строительных материалах для сооружения этих конструкций, о методах их проектирования и расчета, об инженерно- техническом обеспе­чении объектов ТХНГ.

Вопросы для самоконтроля.

1 Значение ТХНГ в развитии хозяйства России.

2 Краткая история развития транспорта нефти и нефтепродуктов.

3 Краткая история развития хранения нефти и нефтепродуктов.

4. Краткая история развития транспорта газа.

5 Краткая история развития хранения газа.

6 Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы.

7 Магистральные газопроводы.

8 Система обеспечения нефтепродуктами.

9 Система газоснабжения.

ТРАНСПОРТА И ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА.

Тема 1.1 Линейная часть магистральных нефтегазопроводов (ЛЧ МНГП.

уметь: показывать сооружения магистраль­ных НГП; вычерчивать и читать схе­мы магистральных НГП, план и про­филь трассы, показывать и описы­вать основные узлы линейной арма­туры, давать характеристику перехо­дам через препятствия и трубопрово­дам в особых природных условиях.

знать: состав сооружений магистральных нефте- и газопроводов; виды труб, применяемых для сооружения магист­ральных нефте- и газопроводов, типы, назначение и конструкцию линейной арматуры, переходы через препятст­вия, трубопроводы в особых природ­ных условиях.

Состав сооружений линейной части магистральных нефтепроводов и газопроводов. Схема магистрального нефтепровода и газопровода.

План и сжатый профиль трассы магистральных нефте- и газопроводов.

Трубы для магистральных нефте- и газопроводов.

Линейная арматура нефте- и газопроводов.

Переходы магистральных нефте- и газопроводов через препятствия.

Трубопроводы в особых природных условиях.

Литература. [33], стр. 35-50, [65], стр. 7-17 [24], стр. 8-13, 38, 42-46, [25], стр.11-15, [6]. стр.36-37, 43-62, [15], стр. 17-23, 57-69; [14], стр. 19-22, 56-57, [5], стр. 40-4!; [59], стр.40, [21], стр.113-239; [7], стр. 13-16, 96-149, [22], стр. 208-245, [4], стр.151-320, 331-336, [57]. стр.286-464, [52], стр. 93-102, [23], стр.255-261, [9], стр.37-88, [35], стр.35-69, СНиП 2.05.06.-85*. Магистральные трубопроводы, стр.6-27, 51-55, СНиП Ш-42-80*. Магистраль­ные трубопроводы, стр.38-52.

По характеру линейной части (ЛЧ) различают трубопроводы.

магистральные, которые могут быть однониточные простые (с одинаковым диаметром от головных сооружений до конечного пункта) и телескопические (с различными диа­метрами труб по трассе), а также многониточные, когда параллельно основной нитке проложена вторая, третья и последующие нитки.

кольцевые, сооружаемые вокруг крупных городов для увеличения надежности снабже­ния газом и нефтепродуктами и равномерной подачи газа или нефтепродуктов, а также для объединения магистральных газопроводов в Единую транспортную систему страны.

Нефтепроводом называется трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов (в последнем случае его часто называют нефтепродуктопроводом) По на­значению нефтепроводы делятся на три группы: внутренние, местные, магистральные. По СНиП 2 05.06.-85* магистральные нефтепроводы в зависимости от диаметра подразделя­ются на четыре класса.

Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транс­порта газа из района добычи или.

производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения. Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному га­зопроводу и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным насе­ленным пунктам и промышленным предприятиям. По СНиП 2.05.06.-85* установлено два класса магистральных газопроводов в зависимости от рабочего давления.

Магистральные трубопроводы и их участки подразделяются на категории, требования к которым в зависимости от условия работы, объема неразрушающего контроля сварных соединений и величины испытательного давления приведены в СНиП 2.05.06.-85* (табл. 1, стр.3.

В состав магистрального трубопровода входят следующие объекты.

линейная часть (см. ниже.

головная перекачивающая станция (ПС) или компрессорная станция (КС), на которой собирают нефть или газ с промыслов, разделяют их по сортам и готовят к дальнему транспорту.

промежуточных ПС или КС и тепловых станций, осуществляющих перекачку нефти, нефтепродуктов и газа, а также подогрев нефти.

конечных пунктов нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) или газораспределительных станций (ГРС), на которых принимают поступающий по трубопроводам продукт и рас­пределяют его между потребителями, подают на завод для переработки или отправляют другими видами транспорта.

в некоторых случаях в состав магистрального трубопровода входят и подводящие трубопроводы, по которым нефть или газ от промыслов подаются к головным сооружениям трубопровода.

Состав сооружений линейной части (ЛЧ) магистрального трубопровода.

узлы приема и пуска очистных устройств.

узлы замера расхода нефти, нефтепродуктов и газа.

трубопровод с ответвлениями, лупингами, колодцами подключения.

узлы подключения ПС и КС.

узлы редуцирования.

земляные амбары.

аварийный запас труб и арматуры.

вертолетные площадки.

установки электрохимической защиты от коррозии.

линии и сооружения технологической связи и средства телемеханики.

линия электропередачи.

противопожарные устройства и противопожарные средства.

охранная зона.

Трассой трубопровода называют линию, разбитую на местности и определяющую по­ложение оси трубопровода. Трасса, нанесенная на план местности, то есть проекция трассы на горизонтальную плоскость, называется планом трассы. Вертикальный разрез земной по­верхности вдоль трассы, то есть проекция трассы на вертикальную плоскость, называется профилем трассы. Чертеж профиля трассы для гидравлического расчета вычерчивают таким образом, чтобы масштаб геодезических отметок по высоте (вертикальный масштаб) был крупнее масштаба по длине (горизонтального масштаба), в результате чего нагляднее проявляются изменения профиля — возвышенности и впадины. Такой профиль называется сжатым.

На период строительства и эксплуатации трубопровода отводится полоса земли опреде­ленной ширины, установленной «Нормами отвода земель для магистральных трубопрово­дов.

К трубам, применяемым для сооружения магистральных трубопроводов, предъявляют­ся жесткие требования (к качеству материала, поверхности, точности размеров труб, качест­ву сварных швов) Трубы для магистральных трубопроводов изготовляют из стали, которая должна удовлетворять требованиям СН и П. По способу изготовления трубы для магист­ральных трубопроводов подразделяются на бесшовные, сварные с продольным швом и сварные со спиральным швом. Бесшовные трубы применяют для трубопроводов диаметром до 426 мм, а сварные — для трубопроводов диаметром 530 мм и выше. Трубы диаметром до 530 мм изготовляют из спокойных и полуспокойньгх углеродистых сталей. Для изготовле­ния труб диаметром до 1020 мм применяют спокойные и полуспокойные низколегирован­ные стали Трубы больших диаметров изготовляют из низколегированных сталей в термиче­ски или термомеханически упрочненном состоянии.

К арматуре, устанавливаемой на газо- и нефтепроводах, предъявляется ряд требований, основными из которых являются.

готовность к выполнению цикла срабатывания (открытие, закрытие) после длительного периода нахождения в открытом или закрытом положении.

В отечественной практике на магистральных газопроводах используются шаровые кра­ны, реже конусные (пробковые) краны, в основном с пневмогидроприводами, источником энергии для которых служит газ, транспортируемый по газопроводу. На нефтепроводах ис­пользуются задвижки с электроприводом. На линейной части трубопровода устанавливается только запорная арматура. Ее основное назначение — отключение участка трассы для его опорожнения перед ремонтом или при аварии — разрыве трубопровода.

Обратные клапаны используются для предотвращения обратного потока среды в трубо­проводе. Обратные поворотные клапаны с D у = 700 — 1000 мм во избежание больших удар­ных нагрузок при быстром закрытии клапана снабжаются гидротормозами (демпфера­ми). Наиболее часто используются масляные поршневые (гидравлические) демпферы с ка­чающимся цилиндром, реже применяются пневматические.

Способы укладки магистральных трубопроводов: подземная, наземная, надземная.

При подземной прокладке укладку магистральных трубопроводов в грунт проектируют параллельно рельефу местности с учетом продольной жесткости трубопровода. Минималь­ная высота засыпки зависит от участка трубопровода и составляет над верхом трубы 0,8-1,0 м. По условиям обеспечения сохранности трубопровода от механических повреждений при эксплуатации минимальная глубина заложения трубопровода установлена 0.8 м для труб диаметром до 1020 мм и 1,0 м для труб диаметром 1020 мм и более (от верха трубы до дневной поверхности.

При наземной укладке верхняя образующая трубопровода располагается выше отметок дневной поверхности, а нижняя образующая — ниже, на уровне или выше дневной поверх­ности. Для уменьшения объема насыпи и увеличения устойчивости трубопровода в горизон­тальной плоскости рекомендуется проектировать укладку трубопровода в неглубокую тран­шею глубиной 0,4 — 0,8 м с последующим сооружением насыпи необходимых размеров.

Надземная прокладка в некоторых случаях является единственной и целесообразна при пересечении ущелий, оврагов, небольших рек с крутыми берегами, горных рек с блуждаю­щими руслами, при плотных скальных грунтах, в районах горных выработок и оползней и др. По конструкции и расчетной схеме надземные переходы можно разделить на балочные, арочные, подвесные и висячие самонесущие.

Подводные переходы прокладываются через реки, каналы, озера, водохранилища, мор­ские заливы и проливы. Конструкция подводного перехода и способы его сооружения во многом определяются характером пересекаемой водной преграды.

При сооружении переходов через автомобильные и железные дороги укладывают па­трон, в котором прокладывают трубопровод на специальных опорах. По концам патрона ус­танавливают сальники, а при прокладке газопровода — свечи, предназначенные для выхода газа. При сооружении перехода нефтепровода и нефтепродуктопровода на концах патрона с сальниками строят смотровые колодцы для контроля и отвода из него продукта в случае аварии.

Патрон предназначен для предохранения укладываемого через него трубопровода от воздействия нагрузок, агрессивных грунтовых вод и блуждающих токов, а при аварии тру­бопровода для предохранения дороги от разрушения.

Патроны изготавливаются из стальных, бетонных или железобетонных труб.

Трубопроводы в сложных природных условиях: на болотах и обводненных участках, в горных условиях, в барханных песках, в вечномерзлых грунтах, в просадочных грунтах, в тоннелях, на поливных землях, в районах шахтных разработок, в сейсмических районах имеют особенности в конструкции и в способах прокладки.

Вопросы для самоконтроля.

1. Классификация трубопроводов.

2. Состав сооружений ЛЧ магистральных трубопроводов.

3. Принципы построения сжатого профиля и плана трассы.

4. Отвод земли при строительстве и эксплуатации трубопроводов.

5. Основные требования к трассе трубопроводов.

6. Трубы для магистральных нефтегазопроводов.

7. Общие сведения об арматуре магистральных трубопроводов.

8. Запорные шаровые краны ЛЧ магистральных газопроводов.

9. Задвижки ЛЧ магистральных нефтеопроводов.

10 Обратные клапаны магистральных трубопроводов.

11. Способы укладки магистральных трубопроводов.

12. Балочные переходы.

13. Арочные переходы.

14. Висячие переходы.

15. Конструкции подводных переходов.

16. Укладка подводных трубопроводов.

17 Сооружение подводных трубопроводов направленным бурением.

18 Способы прокладки переходов под железными и автомобильными дорогами.

19. Способы проходки переходов под железными и автомобильными дорогами.

20. Детали переходов под железными и автомобильными дорогами.

21. Прокладка трубопроводов на болотах и обводненных участках.

22. Прокладка трубопроводов в горных условиях.

23. Прокладка трубопроводов в просадочньгх грунтах.

24. Прокладка трубопроводов в тоннелях.

25. Прокладка трубопроводов в барханных песках.

26. Прокладка трубопроводов на поливных землях.

27 Прокладка трубопроводов в вечномерзлых грунтах.

28 Прокладка трубопроводов в районах шахтных разработок.

29 Прокладка трубопроводов в сейсмических районах.

Тема 1.2 Резервуарные парки ПС и нефтебаз.

знать: конструкцию и принцип действия оборудования резервуаров различных типов, генеральные планы и технологические схемы резервуарных парков.

уметь: давать сравнительную характеристику резервуаров различных типов; вычерчивать и читать генеральные планы и технологические схемы резервуарных парков.

Наземные резервуары: металлические и неметаллические, их оборудование.

Подземные хранилища нефти и нефтепродуктов.

Вспомогательное оборудование резервуарных парков.

Генеральные планы резервуарных парков. Технологические схемы резервуарных парков.

Литература. [5], стр.89-93, 118-150, 155-160, 194-196; [6], стр.18-37, 39-40, [22], стр. 325-334; [64], стр. 21-34, 136-176; [59], стр.180-200, [58], стр.215-247; [10], стр. 64-139; [11], стр. 120-181, [20], стр.48-143, [45], стр.30-110, [1], стр. 5-9, 17-27, 32-96, 204-215, 241-251, 292-311.

Резервуарный парк перекачивающей станции — один из основных ее технологических объектов, предназначенный для выполнения технологических операций приема, хранения и откачки нефти или нефтепродуктов при различных гидравлических режимах работы отдель­ных участков нефтепровода или нефтепродуктопровода, налива нефти или нефтепродуктов в железнодорожные цистерны на наливных эстакадах, для учета хранимых и транспортируе­мых нефтей или нефтепродуктов, раскладки и исправления технологических смесей, обра­зующихся в результате смешения при перекачке различных сортов нефтепродуктов по од­ному трубопроводу, а также для создания определенного запаса нефти или нефтепродуктов на головных перекачивающих станциях и наливных пунктах. На промежуточных перекачи­вающих станциях, производящих перевалку нефти и нефтепродуктов на другие виды транс­порта, резервуарные парки выполняют роль буферных емкостей и предназначены для ком­пенсации неравномерности подачи нефти или нефтепродукта перекачивающими станциями в любой момент.

При кратковременных плановых или аварийных остановках одной из промежуточных перекачивающих станций нефть или нефтепродукт поступает в резервуарный парк этой станции, а следующая станция продолжает работать за счет нефти или нефтепродукта, имеющегося в ее резервуарном парке.

Вместимость резервуарных парков зависит от назначения перекачивающей станции. Так резервуарные парки головных перекачивающих станций проектируют с таким расче­том, чтобы обеспечить прием нефти или нефтепродуктов по сортам (при последовательной перекачке), оптимальный запас (объем партии) отдельных нефтей или нефтепродуктов и бесперебойную работу нефтепровода или нефтепродуктопровода. На промежуточных пере­качивающих станциях вместимость резервуарного парка зависит от технологических осо­бенностей и функции каждой перекачивающей станции.

В любом случае при назначении суммарной вместимости резервуарных парков перека­чивающих станций руководствуются «Нормами технологического проектирования и техни­ко-экономических показателей магистральных нефтепродуктопроводов и нефтепроводов» ([6], стр 18-20, [22], стр.325). Складские предприятия, состоящие из комплекса сооружений и установок, предназна­ченных для приема, хранения и отпуска нефтей и нефтепродуктов потребителям, называют нефтебазами.

По принципу оперативной деятельности нефтебазы делятся на перевалочные, распреде­лительные, призаводские и завозные.

Территорию нефтебазы обычно разбивают на следующие зоны: I — зона железнодорожных нефтегрузовых операций; II — зона водных нефтегрузовьгх операций; III -зона хранения; IV — зона оперативная; V — зона вспомогательных сооружений; VI — зона административно — хозяйственных зданий и сооружений; VII — зона очистных сооружений.

Грузооборот, т.е. количество принятых и отпущенных нефти и нефтепродуктов, — одна из основных производственных характеристик нефтебазы. Грузооборот нефтебазы устанав­ливают в зависимости от ее основного назначения. Величину грузооборота нефтебаз опре­деляют: для перевалочных нефтебаз — на основе общих схем нефтяных грузопотоков, разра­батываемых с учетом производственных и других связей между районами и крупными по­требителями; для распределительных нефтебаз на основе потребности в нефтепродуктах тя­готеющих к ним районов с учетом более рационального соотношения между снабжением потребителей через нефтебазы и транзитом (минуя нефтебазы), т.е. доставкой нефтепродук­тов с мест производства непосредственно в емкости потребителя.

Общий объем резервуаров нефтебазы равен сумме объемов, определенных для отдель­ных нефтепродуктов.

Резервуарами называются стационарные или передвижные сосуды разнообразных фор­мы и размеров, построенные из различных материалов. Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов на ПС и нефтебазах являются наиболее ответственными сооружениями. На ПС и нефтебазах устанавливаются металлические резервуары (вертикальные со стационар­ной крышей, с понтоном и с плавающей крышей, горизонтальные, сферические, каплевид­ные), неметаллические резервуары (железобетонные, резинотканевые, подводные). Для хра­нения больших количеств нефти и нефтепродуктов применяются подземные хранилища (в отложениях каменной соли, шахтные, льдогрунтовые, в выработках и сооружаемые взрыв­ным методом.

Для нормальной эксплуатации на резервуарах устанавливается комплект оборудования: люки, уровнемер, пробоотборник, хлопушка с управлением, сифонный водоспускной кран, дыхательные и предохранительные клапаны, огневые предохранители, пеногенераторы, ле­стница, молниеотводы.

Резервуары устанавливаются на фундаменты. Фундаменты бывают массивные, свайные и нормальные. Фундаментом называется часть сооружения, передающая нагрузку от массы сооружения на основание. Основанием называется толща грунта, находящаяся ниже подош­вы фундамента и воспринимающая давление, передаваемое фундаментом. Грунты, находя­щиеся в условиях их природного залегания, являются естественными основаниями соору­жений, а грунты, предварительно уплотненные или укрепленные другими способами, — ис­кусственными основаниями. Фундаменты под резервуары являются ответственной частью всего сооружения, так как принимают на себя гидростатическое давление нефти или нефте­продукта в резервуаре, что позволяет уменьшить толщину листов днища. Неправильно спроектированный фундамент может быть причиной неравномерной осадки резервуара, вследствие чего в корпусе и днище появляются трещины, а иногда происходит полное его разрушение. Площадки, на которых возводят резервуары, следует выбирать так, чтобы дав­ление на грунт было бы меньше допустимого.

Резервуары объединяются в резервуарные парки и ограждаются сплошным земляным валом или стеной, рассчитанной на гидростатическое давление разлившейся жидкости.

При проектировании резервуарных парков, т.е. группы однотипных резервуаров, объеди­ненных трубопроводными коммуникациями, применяют типовые проекты. При проектиро­вании резервуарных парков перекачивающих станций следует руководствоваться требова­ниями СНиП II -106-79, нефтебаз — СНиП II-П.3-70.

В резервуарном парке резервуары размещают группами. Общий объем группы резервуа­ров зависит от типа резервуаров и вида хранящегося продукта ([64], стр. 174-175, [5], стр. 119-120, [6], стр. 21-22.

В соответствии с противопожарными нормами резервуарный парк располагают на мини­мальном расстоянии от подпорных или основных насосных, выбирая для него участок, имеющий более высокие отметки по сравнению с отметками участков для насосных. Это обеспечивает самотечное заполнение всасывающих трубопроводов и создает статический подпор в приемных трубопроводах насосов.

Чтобы предотвратить возможность проникновения разлившейся в случае аварии нефти за пределы резервуарного парка возводят дополнительные земляные валы и строят отводные канавы.

Все колодцы и камеры управления задвижками технологических трубопроводов распола­гают вне территории обвалования.

Для защиты от разрядов статического электричества и вторичных воздействий грозовых разрядов резервуары надежно заземляют. Резервуары оборудуют стационарными системами пожаротушения и установками охлаждения.

Габариты резервуарного парка зависят от схемы размещения резервуаров в резервуарном парке.

Генеральный план содержит комплексное решение планировки и благоустройства тер­ритории, размещения зданий и сооружений, транспортных коммуникаций и инженерных сетей в соответствии с существующими нормами проектирования и конкретными геологи­ческими и гидрогеологическими условиями и рельефом местности. Технологическая схема представляет собой безмасштабную схему сети трубопроводов (с оборудованием), при по­мощи которой обеспечивается выполнение всех операций по перекачке нефти и нефтепро­дуктов. Технологический план представляет собой технологическую схему, нанесенную в масштабе на генеральный план. По этому плану для каждого трубопровода составляется профиль трассы.

Вопросы для самоконтроля.

I Назначение резервуарных парков.

2. Классификация резервуарных парков.

3. Генеральный план резервуарного парка.

4 Технологическая схема резервуарного парка.

5 Назначение и классификация резервуаров.

6 Резервуары вертикальные стальные (РВС) со стационарной крышей.

7 Резервуары вертикальные стальные с плавающей крышей.

8 Резервуары вертикальные стальные с понтоном 9. Горизонтальные резервуары.

10 Шаровые резервуары.

II Каплевидные резервуары.

12 Железобетонные резервуары.

13 Подводные резервуары.

14. Резинотканевые резервуары.

15. Подземные хранилища в отложениях каменной соли.

16. Подземные шахтные хранилища.

17. Подземные льдогрунтовые хранилища.

18. Нормальные фундаменты под резервуары.

19. Дыхательные клапаны вертикальных стальных резервуаров.

20. Предохранительные клапаны вертикальных стальных резервуаров.

21. Уровнемеры вертикальных стальных резервуаров.

22 Пробоотборники вертикальных стальных резервуаров.

23. Люки вертикальных стальных резервуаров.

24. Приемо — раздаточные патрубки вертикальных стальных резервуаров.

25. Хлопушки вертикальных стальных резервуаров и их управление.

26. Пеногенераторы вертикальных стальных резервуаров.

27. Сифонные водоспускные краны вертикальных стальных резервуаров.

28. Лестницы вертикальных стальных резервуаров.

Тема 1.3 Приемные и раздаточные устройства для нефти и нефтепродуктов.

знать: назначение и конструкцию приемных и раздаточных устройств для нефти и нефтепродуктов.

уметь: давать сравнительную характеристику различных типов эстакад и других приемных и раздаточных устройств.

Железнодорожные стояки и эстакады. Установки АСН.

Нефтяные гавани и причалы, стендеры. Установки АСН.

Розничный отпуск нефтепродуктов Автозаправочные станции (АЗС.

Литература. [5], стр.97-118; [64], стр.34-64, 176-195, [11], стр. 104-115; [43], стр.19-22, 54-67, 89-125. [45], стр.153-198, 359-381. 391-398.

Для налива и слива нефти и нефтепродуктов из вагонов-цистерн применяют сливо-наливные эстакады и установки и пункты группового налива, которые сооружают из несго­раемых материалов. Они бывают открытыми и крытыми, одно- и двухсторонними. Крытые эстакады используют для масел, реактивных топлив и других нефтепродуктов, в которых не допускают наличия воды. Во всех остальных случаях применяют открытые эстакады, уста­новки и пункты группового налива.

На эстакадах проводится одновременный для всех цистерн налив (слив) нефти или неф­тепродуктов Эстакады сооружают в виде длинных галерей с эксплуатационными площад­ками, расположенными на высоте 3 — 3,5 м, считая от головки рельса. Для перехода на цис­терны их снабжают откидными мостиками, которые могут опускаться на котел цистерны В торцах сливо-наливных эстакад, а также вдоль эстакад на расстоянии не более 100 м друг от друга устанавливают несгораемые лестницы, угол наклона которых не должен превышать 60. Ширина прохода на эстакаде — не менее 1 м.

Разработаны типовые эстакады для налива светлых (НС), темных нефтепродуктов (НТ) и масел (НМ), а также типовые комбинированные эстакады для слива и налива светлых неф­тепродуктов (КС) и масел (КМ.

Трубопроводы и арматуру на эстакадах размещают так, чтобы не мешать проходу об­служивающего персонала. Трубопроводы вдоль эстакады прокладывают с уклоном для воз­можности их опорожнения.

Площадки эстакад оборудуют сточными лотками для сбора пролитых нефтепродуктов и нефти, соединенными через гидрозатворы с нефтеловушками или с сетью канализации.

Для налива и разгрузки нефтяных судов строят специальные гавани с причалами. Водная поверхность нефтегавани, называемая акваторией, должна быть укрыта от волнения. В нефтегавани должны отсутствовать сильные течения, ледоходы и донные наносы, должна быть обеспечена пожарная безопасность.

Для размещения гавани выбирают естественные укрытия — бухты, заливы, затоны. Если нет естественных укрытий, то сооружают искусственные оградительные стенки, волноломы, дамбы и т.д.

Акватория нефтегаваней и их глубина должны быть достаточными для плавания и раз­мещения нефтеналивных судов и обслуживающих буксиров.

Для обработки нефтеналивных судов в гаванях сооружают причалы. Причалы можно размещать параллельно набережной (обычно речные причалы) и на пирсах (морские прича­лы) — искусственных сооружениях, расположенных перпендикулярно или под углом к набе­режной.

Причальные сооружения строят из огнеупорных материалов (камень, бетон, железобе­тон) Размеры причальных сооружений должны соответствовать размерам судов.

Для обслуживания нефтебаз сооружают причальные устройства разнообразных конст­рукций в зависимости от колебания уровня воды, геологических условий дна и берега и дру­гих условий.

Береговые причалы бывают стационарными и плавучими. Плавучие причалы металли­ческие или железобетонные применяют для нефтебаз, расположенных на реках и озерах с полым дном и с большим колебанием уровня воды. В большинстве случаев сооружают при­чалы стационарные. Они бывают: железобетонными в виде отдельных устоев и швартово -отбойных пал (центральный устой соединяют с берегом мостом), в виде каменной или желе­зобетонной вертикальной стенки, представляющей собой набережную, эстакадные, метал­лические или из сборного железобетона, косяковые, состоящие из металлической тележки. перемещающейся по наклонным рельсам в зависимости от уровня воды в реке.

Нефтепричалы соединяют с нефтебазой трубопроводами: групповыми для выкачки и за­качки нефти или нефтепродуктов, топливными для снабжения топливом силовых установок танкеров, водяными и пенопроводами для тушения пожаров. Трубопроводы на нефтепричалах должны допускать полное опорожнение их после слива и налива.

Ширина причала должна обеспечить прокладку по нему всех необходимых трубопрово­дов, а также устройство пожарного проезда. Причалы должны иметь ограждения со стороны берега и устройство для заземления судов. На причалах или около них предусматривают по­мещения для обслуживающего персонала и для хранения инвентаря, инструментов и мате­риалов, необходимых для эксплуатации.

Конструкции пирсов различны. Наибольшее распространение получили пирсы свайного и эстакадного типов.

На пирсах и береговых причалах прокладывают грузовые трубопроводы, рассчитанные на обеспечение своевременного налива любого танкера Сроки слива и налива судов на неф­тебазах принимают в соответствии с нормами, установленными пароходством для данного пункта.

Система розничного отпуска нефтепродуктов основана главным образом на принципе централизованного снабжения потребителей. Крупным потребителям нефтепродукты дос­тавляют с нефтебаз в автоцистернах, бочках и другой таре. Мелкие потребители снабжаются нефтепродуктами через разветвленную сеть автозаправочных станций (АЗС). Отпуск свет­лых нефтепродуктов производится наливом в автоцистерны, бочки, бидоны и другую мел­кую тару через специальные наливные устройства. Масла и смазки отпускают в расфасованном виде. Налив автоцистерн осуществляется через автоналивные устройства — автоэстака­ды и автоколонки. Налив нефтепродуктов в бочки, бидоны и другую тару производится в специальных помещениях — разливочных (расфасовочных), оборудованных раздаточными устройствами. Иногда нефтепродукты разливают в бочки на открытых площадках. При со­блюдении соответствующих правил разрешается осуществлять налив нефтепродуктов в боч­ки, установленные на специально оборудованных автомашинах через наливные устройства, которые расположены на специально отведенных площадках, преимущественно у разливоч­ных.

Заправку нефтепродуктов в автотранспорт производят на АЗС, располагаемых у нефте­баз или на автотранспортных магистралях. Заполнение емкостей АЗС производится по тру­бопроводу, проложенному от нефтебазы, или автоцистернами. В зависимости от назначения и месторасположения АЗС подразделяются на городские, дорожные, парковые, сельские, при нефтебазах, передвижные и заправочные станции для катеров и лодок. Современная АЗС представляет собой обслуживающее здание (состоящее из помещения заправщика, тор­гового зала, маслораздаточной, насосной и других) с автозаправочными островками под на­весами и островка с подземными горизонтальными резервуарами вместимостью 5 — 50 м 3 для хранения топлива. Основным оборудованием на АЗС являются топливозаправочные ко­лонки, которые располагают с учетом двухсторонней заправки и удобного подъезда автомо­билей к колонкам и выезда их после заправки с территории АЗС. Для хранения в таре легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов предусматри­ваются специальные хранилища.

Нефтепродукты в таре могут храниться на нефтебазах в закрытых тарных складах, под навесом и на открытых площадках.

Способ их хранения определяется в зависимости от климатических условий, типа тары и сортности хранимых нефтепродуктов. Здания для хранения нефтепродуктов в таре должны быть объединены с разливочными, расфасовочными, раздаточными, насосными станциями, а также с другими обслуживающими их помещениями. Указанные помещения должны быть отделены друг от друга несгораемыми стенами с пределом огнестойкости не менее 1 часа и иметь выходы непосредственно наружу. Дверные проемы необходимо заполнять самоза­крывающимися противопожарными дверями с пределом огнестойкости 0,75 часа и порога­ми с пандусами высотой 0.15 м.

Вопросы для самопроверки.

I Схемы слива — налива железнодорожных цистерн.

2. Железнодорожные стояки.

3. Железнодорожные эстакады.

4 Установки автоматизированного слива — налива (АСН) железнодорожных цистерн (верх­ний слив — налив.

5 Установки автоматизированного слива — налива (АСН) железнодорожных, цистерн (ниж­ний слив — налив.

6. Нефтяные гавани, причалы, пирсы.

7 Установки автоматизированного слива — налива (АСН) морских танкеров.

8. Установки автоматизированного слива — налива (АСН) автомобильных цистерн.

9. Краны для розничного отпуска нефтепродуктов.

10. Разливочные и расфасовочные.

11. Тарные хранилища.

12. Назначение и классификация АЗС.

13. Объекты и оборудование АЗС.

уметь: вычерчивать и читать технологические схемы трубопроводов, показывать основные узлы трубопроводной арматуры.

Трубы, применяемые на НС и нефтебазах. Элементы трубопроводных коммуникаций. Технологические схемы. Способы прокладки технологических трубопроводов Опоры. Компенсаторы тепловых удлинений.

Литература. [5], стр.29-32. 191-198,209-212. [64], стр.76-108, 114-121, [10], стр. 159-163, [11], стр.204-219; [20], стр. 194-199.

Трубопроводы на нефтебазах и перекачивающих станциях (ПС) подразделяются на тех­нологические и вспомогательные. Технологическими называются такие трубопроводы, по которым перекачиваются нефть и нефтепродукты. При помощи технологических трубопро­водов осуществляются операции по закачке и выкачке нефти и нефтепродуктов в транс­портные емкости (железнодорожные цистерны, танкеры, автоцистерны), в резервуары — хранилища нефтебаз и ПС, подача на раздаточные устройства, а также внутрипарковые пе­рекачки.

Вспомогательные трубопроводы используют для транспорта воды, пара, воздуха и т.д.

Способ прокладки трубопроводов определяется в процессе проектирования данной тру­бопроводной системы и выбирается с учетом рельефа местности, уровня грунтовых вод, протяженности и возможности их монтажа с соблюдением уклона, необходимого для опо­рожнения трубопроводов из-под продукта в процессе эксплуатации или ремонта. Подземная прокладка осуществляется по двум способам: канально и бесканально.

Наземная прокладка трубопроводов осуществляется на опорах (из огнестойких материа­лов), которые служат для придания устойчивости, так и для обеспечения постоянного укло­на трубопроводов.

Опоры в зависимости от их назначения делят на подвижные и неподвижные («мертвые»). Подвижные опоры могут быть скользящие и направляющие. Скользящие опоры (катковые, роликовые, подвесные и др.) должны обеспечивать свободное перемещение трубопровода при изменении температуры. Направляющие опоры должны обеспечивать перемещение трубопровода только в осевом направлении. Неподвижные опоры должны обеспечивать же­сткое неподвижное закрепление трубопровода. Неподвижные опоры по месту установки де­лят на концевые, на перегибе трубопровода и промежуточные. Конструкции неподвижных опор следует принимать по нормалям машиностроения, а также по ГОСТ.

Длина трубопровода, свободно лежащего на опорах, меняется с изменением температу­ры стенки трубы в зависимости от температуры перекачиваемой жидкости и окружающей среды. Если концы трубопровода жестко закреплены, то от температурных воздействий в нем возникнут термические напряжения растяжения или сжатия. Возникшие в трубе терми­ческие напряжения вызывают в точках закрепления трубопровода усилия, направленные вдоль оси трубопровода и не зависящие от длины.

Термические напряжения могут достигать больших значений и приводить к разрушению трубопроводов, опор и арматуры. Поэтому предусматривается компенсация термических напряжений путем применения специальных устройств — компенсаторов. По конструкции они делятся на линзовые, сальниковые и гнутые (П; Z и лирообразные.

Линзовые компенсаторы изготавливают по нормалям ([64], стр. 79, рис. 5.10) для ком­пенсации деформации трубопроводов с диаметром условного прохода от 100 до 1200 мм с условным давлением до 6 кгс/см 2.

Они представляют собой гибкую вставку в трубопровод, состоящую из попарно сва­ренных линз, так что каждая пара образует волну высотой 50-200 мм.

Компенсаторы выпускают одно-, двух-, трех- и четырехлинзовыми. Компенсирующая способность одной линзы колеблется от 7 до 16 мм ([64], стр 80-81, табл. 56). Линзовые компенсаторы характеризуются герметичностью и малыми размерами, но применяются ог­раниченно ввиду малой компенсирующей способности и низкого допускаемого давления (6 кгс/см 2.

Сальниковые компенсаторы по нормалям машиностроения ([64], стр 83, рис. 5.11, [11], стр 206, рис 117) изготовляют одно- и двусторонними из стальной трубы (сталь марки СтЗ) на условное давление 16 кгс/см 2 для труб с диаметром условного прохода от 100 до 1000 мм. Сальниковые компенсаторы состоят из стального или чугунного корпуса и входящего в него стакана. Уплотнение между корпусом и стаканом создается сальником. Для его набивки ис­пользуют асбестовый прографиченный шнур по ГОСТ 1779-72 и термостойкую резину по ГОСТ 7338-77. Характеристика сальниковых компенсаторов приведена в [64], стр. 82, табл 5.7. Для сальниковых компенсаторов требуется весьма точный монтаж. Перекосы присоеди­няемых трубопроводов вызывают заедание стакана и разрушение компенсатора. Сальнико­вые компенсаторы имеют большую компенсирующую способность (от 150 до 500 мм), но применяются ограниченно, так как недостаточно герметичны и требуют постоянного надзо­ра за уплотнением сальников.

Наибольшее применение для технологических трубопроводов на ПС получили гнутые гладкие П-образные компенсаторы ([11], стр. 207, рис 118). Наружный диаметр, толщину стенки и марку стали труб для изготовления П-образных компенсаторов принимают такими же, как и для основных участков трубопровода. Гнутые компенсаторы пригодны для высо­ких давлений и герметичны Недостатками их являются значительные размеры и сравни­тельно небольшая компенсирующая способность. Монтаж гнутых компенсаторов ведется с предварительной растяжкой на половину температурного удлинения трубопровода. Это по­зволяет вдвое увеличить компенсирующую способность компенсатора.

Вопросы для самоконтроля.

1 Назначение и классификация технологических трубопроводов ПС и нефтебаз.

2 Трубы трубопроводных коммуникаций ПС и нефтебаз.

3 Соединительные части трубопроводных коммуникаций ПС и нефтебаз.

4 Краны технологических трубопроводов ПС и нефтебаз.

5 Вентили технологических трубопроводов ПС и нефтебаз.

6 Задвижки технологических трубопроводов ПС и нефтебаз.

7 Обратные клапаны технологических трубопроводов ПС и нефтебаз.

8 Способы прокладки технологических трубопроводов ПС и нефтебаз.

9 Подвижные опоры технологических трубопроводов ПС и нефтебаз 10. Неподвижные опоры технологических трубопроводов ПС и нефтебаз 11 Компенсаторы технологических трубопроводов ПС и нефтебаз.

Тема 1.5 Базы сжиженного газа (БСГ.

знать: состав сооружений БСГ, назначение, конструкцию и принцип действия оборудования БСГ, функции вспомогательных цехов и служб.

уметь: вычерчивать и читать генеральные планы и технологические схемы БСГ, показывать оборудование БСГ и давать характеристику.

Состав сооружений БСГ. Технологические схемы. Генеральный план. Оборудование БСГ: приемо-раздаточные устройства, хранилища, насосное и компрес­сорное отделения, установка для наполнения баллонов. Вспомогательные цеха и службы БСГ.

Литература . [5], стр.314-328, 155-160, [3], стр. 18-23, 43-56, 63-125; [28]. стр.193-219, 228-232, 262-321, 335-358,[30]. стр.224-246, 264-267, 298-333, 345-374; [58], стр.304-308, [59], стр 237-241; [19]. [49.

Сжиженные углеводородные газы (СУГ) широко используют в различных отраслях на­родного хозяйства: моторные топлива, сырье для производства городского газа; баллонные газы, газ промышленного назначения.

Состав и свойства СУГ используемых в качестве топлива, должны отвечать требованиям потребителей. В зависимости от применения установлены следующие марки СУГ: ПТ- про­пан технический для коммунально-бытового потребления, СПБТЛ — смесь пропан — бутан технический летний для коммунально-бытового потребления, энергетических и других це­лей, БТ — бутан технический для коммунально-бытового потребления и других целей. Ос­новные требования, предъявляемые к СУГ, применяемым в качестве топлива см. [28], стр 230, табл 6.3.

Базы сжиженного газа (БСГ) и газонаполнительные станции (ГНС) — предприятия, предназначенные для приема, хранения и отпуска потребителям сжиженных углеводород­ных газов (СУГ), поступающих железнодорожным и водным транспортом или по трубопро­водам с предприятий, производящих газ, и из хранилищ газа. Как правило, БСГ и ГНС рас­полагают вне селитебной черты территории городов, поселков и других населенных пунк­тов Территорию БСГ и ГНС подразделяют на производственную и вспомогательную.

В производственной зоне располагают железнодорожный путь с эстакадой и сливными устройствами для слива СУГ из железнодорожных цистерн в резервуары, резервуарный парк, технологические отделения — насосно-компрессорное, наполнительное, слива неиспарившихся остатков из баллонов, погрузочно-разгрузочное, внутриплощадочные трубопро­воды, колонки для наполнения или слива автоцистерн, автовесы, испарительные установки.

Во вспомогательной зоне располагают: здания вспомогательных помещений (админист­ративно-хозяйственные, лаборатории, котельные, механические мастерские), трансформа­торные подстанции, площадки для открытой стоянки автомобилей; резервуары для запаса воды, водонапорную башню.

На БСГ и ГНС производятся следующие технологические операции, связанные с приемом и раздачей газа: прием сжиженного газа в цистернах или по трубопроводам непосредствен­но с заводов-изготовителей, слив и хранение сжиженного газа в хранилище, слив из пустых и неисправных баллонов тяжелых неиспарившихся остатков, розлив сжиженного газа в баллоны, автоцистерны и передвижные (скользящие) емкости, транспортировка сжиженного газа в баллонах и по трубопроводной сети (внутренней и внешней), прием пустых и выдача наполненных баллонов; ремонт и переосвидетельствование баллонов, передвижных (сколь­зящих) емкостей и автоцистерн; компаундирование сжиженных газов разных составов с це­лью улучшения качества выдаваемого продукта, заправка автомашин, работающих на сжи­женном газе; определение качества сжиженного газа. Кроме того, осуществляется обслужи­вание и ремонт энергетического, теплового, механического, транспортного и другого обо­рудования.

Перемещение (перекачку) сжиженных газов на БСГ и ГНС осуществляют различными способами — при помощи насосов, компрессоров, инжекторов, эжекторов, сжатым газом, а также путем нагрева верхних слоев сжиженных газов для создания давления в освобождае­мом резервуаре и инертным газом. Однако наибольшее практическое применение имеют комбинированные способы: насосно-компрессорный, насосно-испарительный и насосно-инжекторный.

Хранение сжиженных газов осуществляется в резервуарных (газгольдерных) парках, представляющих собой хранилища, через которые проходит значительное количество сжи­женных газов, предназначенных для распределения в потребительской сети.

В качестве емкостей для хранения сжиженных газов на БСГ и ГНС используют стальные резервуары под давлением и наземные изотермические резервуары. Резервуары под давле­нием делятся на сферические и цилиндрические.

Надземные резервуары следует устанавливать с уклоном 0,002 -0,003 в сторону сливного патрубка на опоры из несгораемых материалов с пределами огнестойкости не менее 2 ч. На­грузка от резервуаров на опоры должна распределяться равномерно.

Надземные резервуары располагают в группы.

Минимальное расстояние в свету С min между группами резервуаров зависит от общей вме­стимости резервуаров в группе V обш.

Таблица 1. Зависимость расстояния между группами резервуаров от обшей вместимости резервуаров в группе ([27], стр 127.

Расстояние в свету между надземными резервуарами в группе должно быть равно диа­метру большего смежного резервуара, но не менее 2 м. Расстояние между рядами надзем­ных резервуаров, размещаемых в 2 ряда и более принимают равным длине наибольшего ре­зервуара, но не менее 10 м.

В целях пожарной безопасности и охраны окружающей среды для каждой группы над­земных резервуаров по периметру предусматривают замкнутое обвалование или ограждаю­щую стенку из несгораемых материалов (из кирпича, бутобетона, бетона и др) высотой не менее 1 м. рассчитанное на 85 % вместимости группы резервуаров. Ширина земляного вала по верху должна быть не менее 0.5 м. Расстояния от резервуаров до подошвы обвалования или ограждающей стенки должны быть равны половине диаметра ближайшего резервуара, но не менее 1 м.

Для удаления ливневых и талых вод с обвалованной территории следует предусматривать специальные устройства (затворы, задвижки и т.д ). Для входа на территорию резервуарного парка по обе стороны обвалования или ограждающей стенки предусматривают лестницы -переходы шириной 0,7 м, не менее двух на каждую группу, расположенные в разных концах обвалования.

Резервуары снабжены комплектом оборудования, включающим трубы жидкой фазы для заполнения и слива, трубы паровой фазы, указатели и сигнализаторы уровня и предохрани­тельные клапаны. Каждый резервуар оборудован лазовым и световым люками. С целью уменьшения солнечной радиации наземные резервуары окрашивают серебряной лучеотражающей краской, подземные резервуары покрывают противокоррозионной изоляцией и за­сыпают грунтом.

При эксплуатации резервуаров со сжиженным углеводородным газом (СУГ) в них может повышаться давление. Повышение давления вызывают следующие причины, нагревание ре­зервуара, расширение СУГ от повышения температуры, отсутствие или недостаток парового пространства; наполнение резервуаров СУГ с давлением насыщенных паров, большим чем предусмотрено; ошибки в работе персонала и т.д. Для предотвращения разрушения резер­вуара от повышенного давления устанавливают предохранительные клапаны, пропускная способность которых, согласно правилам Госгортехнадзора РФ, должна быть такой чтобы давление паров СУГ в резервуаре не превышало рабочее более, чем на 15%. Предохрани­тельные клапаны обеспечивают выпуск паровой фазы для снижения давления в резервуаре.

Прием СУГ осуществляется на сливных железобетонных или выполненных из металло­конструкций эстакадах. Эстакада располагается между путями железнодорожного тупика. Она должна быть на уровне верхней площадки цистерны и иметь откидные мостки для пе­рехода и горловинам цистерн. На эстакаде монтируют сливо-наливные устройства, к кото­рым подводят трубопроводы жидкой и паровой фаз.

Трубопроводы имеют ответвления на места установки железнодорожных цистерн. Каж­дое ответвление заканчивается одним для паровой и двумя для жидкой фаз резинотканевы­ми шлангами, имеющими на концах ниппели и концевые накидные гайки для присоедине­ния к вентилям железнодорожных цистерн.

Для наполнения автоцистерн сжиженным газом служат автоналивиые стояки. Одна из основных операций на БСГ- наполнение баллонов сжиженным углеводородным газом (СУГ.

В зависимости от заданной производительности наполнительного отделения на наливной рампе устанавливают посты налива баллонов. Каждый пост оборудуют весами для взвеши­вания баллонов с СУГ. Установленный на весы баллон присоединяют к шлангу наполни­тельной рампы с помощью струбцин или наполнительных головок. Подсоединенный к на­полнительному шлангу баллон взвешивают. Определяют показания весов и производят на­полнение. После наполнения записывают в журнал номер баллона, дату наполнения, со­стояние баллона, дату последнего освидетельствования, объем баллона, массу залитого газа в килограммах и наименование газа.

Для автоматического отключения поступления газа в баллон при достижении заданной нормы заполнения применяют различные отсекатели — пневматические и механические.

Для ускорения и облегчения налива баллонов СУГ разработаны карусельные установки. Баллоны специальным краном устанавливают на рольганг, по которому они поступают в наполнительное отделение на транспортер карусельной установки. В систему наполнения баллон включают вручную. Оператор на дисковом циферблате устанавливает заданную мас­су и включает отсекатель, который прекращает поступление газа в баллон при фиксирова­нии заданной массы. Карусельный наполнительный агрегат представляет собой вращаю­щуюся платформу, на которую установлены весовые автоматические устройства, предназна­ченные для заполнения баллонов СУГ. Число этих устройств можно изменить в зависимо­сти от производительности ([27], стр 135, табл 46). На агрегате используется пневмоавто­матика.

Разработан малопозиционный карусельный агрегат для наполнения баллонов вместимо­стью 27 и 50 литров с запорными устройствами типа обратный клапан или угловой вентиль.

Для улучшения контроля степени наполнения баллонов в конструкциях вместо весовых устройств используют радиоактивный индикатор уровня.

Сливное отделение обычно располагают рядом с наполнительным отделением. Этим сокращаются затраты времени на перемещение баллонов. В сливном отделении осуществ­ляют.

— слив тяжелых неиспарившихся остатков из баллонов, полученных от потребителей и под­лежащих наполнению СУГ.

— слив остатков из неисправных баллонов (повреждение корпуса, башмака или вентиля, на­рушена герметичность.

— слив СУГ из баллонов без остаточного давления.

— слив СУГ из баллонов с просроченным сроком освидетельствования.

— слив СУГ из переполненных баллонов.

— слив СУГ из баллонов при массе тяжелых неиспарившихся остатков, составляющей более 2% массы наполняемого газа.

Из баллонов тяжелые неиспарившиеся остатки и СУГ необходимо сливать только в специально оборудованные герметичные подземные емкости, рассчитанные на р раб = 1 МПа. На БСГ или ГНС устанавливают, как правило, два сливных резервуара, один для слива тя­желых неиспарившихся остатков, другой — для слива СУГ из неисправных баллонов. Сли­тый сжиженный газ из емкости может быть возвращен в резервуары парка хранения СУГ, а неиспарившиеся остатки погружены в автоцистерну и отправлены соответствующим потре­бителям или использованы на БСГ для отопления.

Сливное отделение должно обеспечивать слив 10-15% наполняемых баллонов в сутки.

Вопросы для самоконтроля.

1. Назначение и классификация БСГ.

2 Состав сооружений БСГ.

3. Требования к размещению БСГ.

4. Технологические операции на БСГ.

5. Насосно — компрессорный способ перекачки сжиженного газа.

6. Насосно — испарительный способ перекачки сжиженного газа.

7. Насосно — инжекторный способ перекачки сжиженного газа.

8. Стальные резервуары для хранения сжиженного газа на БСГ под давлением, их оборудо­вание.

9.Изотермические хранилища сжиженного газа на БСГ. Схема. Оборудование.

10.Стальные изотермические резервуары для хранения сжиженного газа на БСГ. Типы. Оборудование.

11.Низкотемпературные ледогрунтовые резервуары для хранения сжиженного газа на БСГ.

12. Подземные шахтные хранилища для сжиженного газа.

13. Подземные хранилища для сжиженного газа в отложениях каменной соли.

14. Железнодорожные сливо — наливные эстакады сжиженных газов.

15.Автоналивные стояки сжиженных газов.

Тема 1.6 Хранилища газа.

знать: состав сооружений БСГ, назначение, конструкцию и принцип действия оборудования БСГ, функции вспомогательных цехов и служб.

уметь: вычерчивать и читать генеральные планы и технологические схемы БСГ, показывать оборудование БСГ и давать характеристику.

Подземное хранение газа используется как один из основных способов компенсации се­зонной неравномерности потребления газа. Подземные хранилища газа (ПХГ) способны обеспечить: создание необходимых запасов газа, удовлетворение спроса на газ в период наибольшей пиковой нагрузки, благоприятные условия для работы магистрального газопро­вода.

Для покрытия сезонной неравномерности газопотребления применяются следующие ос­новные типы подземных хранилищ: подземные хранилища в истощенных газовых и нефтя­ных месторождениях; подземные хранилища в водоносных пластах; подземные хранилища в соляных куполах.

Подземные хранилища газа (ПХГ) обеспечивают в основном следующее.

1. Покрытие сезонной неравномерности газопотребления, связанной с отопительной на­грузкой в зимнее время.

2. Уменьшение капитальных вложений в магистральный газопровод и компрессорные станции.

3. Создание условий для ритмичной работы источников газа и сооружений магистраль­ных газопроводов (МГ) с постоянной среднегодовой подачей при коэффициенте использо­вания установленной мощности КС, близком к единице.

4. Создание государственных запасов газа (топлива и сырья для химических заводов) в необходимых районах страны.

5. Сохранение нефтяного газа в новых нефтедобывающих районах и углеводородного конденсата при временной невозможности его использования.

6. Увеличение коэффициента нефтеотдачи в старых нефтедобывающих районах в случае создания ПХГ в выработанных нефтяных месторождениях.

7 Создание запасов сырья и топлива для нефтехимических комбинатов и запасов готовой продукции после ее выработки.

8 Уменьшение мощности завода по очистке от сероводорода (НтЗ) и диоксида углерода (СО;) и производству газовой серы.

9 Повышение надежности работы системы дальнего газоснабжения в целом. 10. Выравнивание колебаний потребления электроэнергии.

Характерная особенность эксплуатации ПХГ — цикличность их работы, которая выража­ется в смене процессов закачки и отбора газа. В процессе закачки происходит заполнение пласта-коллектора и создание общего объема газохранилища, подразделяемого на активный и буферный объемы газа. Буферный объем — это минимальное количество неизвлекаемого газа в пластовых условиях, которое обусловливает цикличность эксплуатации хранилища. Активный объем является оборотным, участвующим в процессе закачки и отбора. Объем буферного остаточного газа составляет 60 — 140% рабочего (активного) газа с учетом созда­ния в хранилище определенного давления в конце отбора газа при соответствующем дебите скважин. Газ закачивают в весенне-летний период, когда потребность в нем значительно ниже, чем зимой. Зимой хранилище работает на отбор. Эксплуатация газохранилищ произ­водится с учетом гидрогеологических условий пласта-коллектора, запасов газа в хранилище и неравномерности газопотребления системы газопроводов.

Вопросы для самоконтроля.

1 Суточная неравномерность потребления природного газа.

2 Сезонная неравномерность потребления природного газа.

3. Хранение природного газа в последнем участке магистрального газопровода.

4 Газгольдеры переменного объема.

5 Газгольдеры постоянного объема.

6 Подземные хранилища газа в истощенных нефтяных и газовых пластах.

7 Подземные хранилища газа в водоносных пластах.

8 Подземные хранилища газа в непроницаемых горных породах.

9 Состав сооружений станции подземного хранения газа (СПХГ.

10 Технологическая схема станции подземного хранения газа (СПХГ.

11 Технико-экономические показатели хранилищ природного газа и области их применения.

Тема 1. 7 Установки для снабжения сжатым природным газом (СПГ) транспортных двигателей.

знать: назначение, конструкцию и принцип действия различных типов установок для снабжения сжатым природным газом транспортных двигателей.

уметь: вычерчивать и читать схемы установок для снабжения СПГ транспортных двигателей; давать им сравнительную характеристику.

Общие сведения о применении СПГ в транспортных двигателях.

Автомобильные газонаполнительные компрессорные станции (ГНКС.

Автомобильные газозаправочные станции (АГЗС.

Передвижные автогазозаправщики (ПАГЗ.

Прочие типы установок для заправки транспорта СПГ.

Литература . [32]. стр.41-98, [28], стр. 188-193.

Природный газ может использоваться как моторное топливо.

Создана широкая сеть автомобильных газонаполнительных станций (АГНКС) природ­ного газа. Тип АГНКС и ее производительность зависят от условий и места ее размещения, от объема и стабильности потока машин в месте размещения станции, а также от моделей машин в обслуживаемых автохозяйствах. При размещении, определении типа и производи­тельности станции важно обеспечить минимальные затраты как по времени на пробег авто­мобиля к месту заправки и простой его в ожидании заправки, так и на подводку к станции питающего газопровода и других внешних инженерных сетей и коммуникаций.

По месту расположения АГНКС размещают непосредственно в автотранспортных пред­приятиях, на кольцевых автомагистралях вблизи от города, в районах ПХГ, на КС магист­ральных газопроводов и газовых промыслов. Исходя из технико-экономического анализа сооружаются или выпускаются промышленностью станции следующих типов: стационарные АГНКС производительностью 5 — 50 тыс. м 3 /сут. (основной тип), передвижные АГНКС производительностью 1000 — 4000 м 3 за рейс, гаражные АГНКС производительностью до 10 тыс м3/сут.

Стационарные АГНКС комплектуются технологическим оборудованием двух видов оборудованием для производства и хранения газомоторного топлива, размещенным в про­изводственно-технологическом корпусе и вне его на площадке, а также оборудованием для раздачи газа, установленным на автозаправочной площадке.

Гаражная АГНКС состоит из автоматизированной компрессорной станции (один и бо­лее блоков с КС, размещенными в контейнерах) и рампы с постами заправки автомобилей.

Передвижной автогазозаправщик (ПАГЗ) представляет собой автопоезд, составленный из автомобиля тягача и прицепа (или полуприцепа), на котором находится газобаллонная установка с системой заправки автомобилей и самого автозаправщика.

Вопросы для самоконтроля.

1. Назначение автомобильных газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС). Схема.

2. Стационарная типовая АГНКС-500. Принципиальная технологическая схема и генераль­ный план.

3. Основное оборудование АГНКС-500. Компоновка основного технологического обору­дования АГНКС-500.

4. АГНКС блочно-комплектного (АГНКС-БК 250) и контейнерного (АГНКС-БКИ) испол­нения.

5. Малогабаритные гаражные станции АГНКС-МГ. Принципиальная технологическая схе­ма.

6. Передвижные автогазозаправщики (ПАГЗ.

7. Автомобильные газозаправочные станции (АГЗ.

Тема 1.8 Газораспределительные станции (ГРС) и газорегуляторные пункты.

знать: назначение ГРС и ГРП, назначение конструкцию и принцип действия оборудования ГРС.

уметь: вычерчивать и читать технологические схемы ГРС и ГРП.

Общие сведения о ГРС и ГРП. Технологические схемы ГРС и ГРП.

Оборудование ГРС: узлы переключения, очистки, подогрева, редуцирования, одориза­ции, замера газа. Автоматизация и сигнализация на ГРС. Устройство ГРП.

Литература. [5], стр.292-298; [28], стр.76-132; [30], стр. 109-122, 128-157;[35], стр.107-132,[13.

Газораспределительные станции (ГРС) сооружают в конце каждого магистрального га­зопровода или отвода от него в любой точке для подачи газа в газораспределительную сеть города, населенного пункта или промышленного предприятия.

Они предназначены для выполнения следующих операций: приема газа из магистрально­го газопровода, очистки газа от механических примесей; снижения давления до заданной величины; автоматического поддержания давления на заданном уровне, распределения газа по потребителям, измерения количества газа. Кроме того, на ГРС осуществляется вторичная одоризация газа.

ГРС преимущественно сооружают по типовым проектам. По форме обслуживания ГРС бывают с безвахтенным (пропускная способность до 200 тыс. м7ч) и вахтенным обслужива­нием (пропускная способность более 200 тыс. м7ч). Технологические схемы ГРС любого типа состоят из следующих основных узлов: подключения ГРС к потребителям, очистки га­за, регулировки давления, осушки газа, измерения расхода газа и контрольно-измерительных приборов (КИП), одоризации газа.

В настоящее время широкое применение получают автоматизированные газораспреде­лительные станции (АГРС) в комплектно-блочном исполнении.

Вопросы для самоконтроля.

1. Назначение и классификация газораспределительных станций (ГРС.

2. Технологические схемы ГРС.

3. Компоновка газораспределительных станций (ГРС.

4. Регуляторы давления на ГРС: назначение, конструкция, принцип действия.

5. Предохранительные клапаны на ГРС: назначение, конструкция, принцип действия.

6. Очистка газа на ГРС. Аппараты и их оборудование.

7. Одоризация газа на ГРС. Схема универсального одоризатора.

8. Учет газа на ГРС. Расходомеры.

9. Назначение и технологические схемы газорегуляторных пунктов (ГРП.

10. Оборудование газорегуляторных пунктов (ГРП.

РАЗДЕЛ 2 СТРОИТЕЛЬНЫЕ МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ.

СООРУЖЕНИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И.

Тема 2.1 Стали для строительных конструкций.

знать: классификацию и виды сталей, применяемых для строительных конструкций, требования к ним.

уметь: давать сравнительную характеристику различным видам сталей; обосновывать выбор стали для строительной конструкции.

Требования к стали: основные и дополнительные.

Виды сталей: углеродистые, легированные, инструментальные, твердые сплавы, стали и сплавы с особыми свойствами.

Литература. [21], стр.40-112, [1], стр.63-79.

Общие представления об особенностях наиболее широко применяемых сталей дает их классификация по следующим признакам: способу выплавки, степени раскисления, химиче­скому составу, качеству, состоянию металла при поставке, прочности применению и так да­лее.

Все признаки классификации стали связаны между собой.

По способу выплавки сталь подразделяют на мартеновскую, конверторную и электро­сталь.

По степени раскисления сталь делится на спокойную, кипящую и полуспокойную.

По химическому составу сталь подразделяется на углеродистую и легированную.

По качеству сталь делится на сталь обыкновенного качества.

качественную, высококаче­ственную и особовысококачественную.

По состоянию металла при поставке сталь подразделяют на горячекатаную, термически упрочненную и контролируемой прокатки. По прочности сталь подразделяют в зависимости от минимальных значений временного сопротивления (предела прочности) в и предела текучести т на три группы: обычной, по­вышенной и высокой прочности.

По применению сталь подразделяют на сталь для газонефтепроводов, резервуаров, газ­гольдеров и других листовых конструкций; арматурную сталь для армирования железобе­тонных конструкций, деталей машин и др.

Технические требования к стали определяются совокупностью физико-механических свойств и технико-экономических показателей.

Основные требования к стали.

химический состав.

механические свойства.

технологические свойства.

Дополнительные требования к стали.

склонность к хрупкому разрушению.

склонность к старению.

способность подвергаться пластической деформации.

характер внутреннего старения металла (оказывающего влияние на однородность пока­зателей механических и технологических свойств) и качество его поверхности.<

Следующая новость
Предыдущая новость

Мечта бедных кофеманов 203 бюллетеня на губернаторских выборах признали недействительными Прелести «тихой жизни». Из Эрмитажа в Белгород привезли радость для всех чувств После звонка. Чем занять школьника на летних каникулах В Старом Осколе начали перерабатывать шины грузовиков и автобусов

Лента публикаций