29
Учебное 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.<
*