Камера сод расшифровка – Камеры пуска-приема средств очистки и диагностики (сод)

Содержание

Камеры пуска-приема средств очистки и диагностики (сод)

На магистральных нефтепроводах предусматривается устройство камер приема и пуска скребков для очистки нефтепроводов в период эксплуатации. Камеры могут также использоваться для пуска и приема разделителей при последовательной перекачке продуктов по трубопроводу и для пуска и приема средств диагностики.

      1. Фасонные детали и фланцевые соединения

На трубопроводах в качестве приварных соединительных частей применяют крутоизогнутые отводы, сварные тройники, штампованные тройники переходы и днища (полусферические заглушки). Для фланцевых соединений обычно используют приварные гладкие фланцы и приварные фланцы с выступом и впадиной.

Камеры для пуска-приема размещаются на нефтепроводе на расстоянии одна от другой до 30 км и, как правило, совмещаются с нефтеперекачивающими станциями. Эти устройства (камеры) предусматриваются на лупингах и резервных нитках протяженностью более 3 км, а также на отводах протяженностью более 5 км.

В зависимости от расположения на нефтепроводе схемы камер пуска-приема обеспечивают различные варианты технологических операций: пропуск, прием и пуск, только пуск, только прием. Схемы камер предусматривают возможность осуществления перекачки нефти по нефтепроводу без остановки НПС в процессе очистки нефтепровода. В состав устройства приема-пуска входит:

  • камера приема и запуска очистных устройств;

  • трубопроводы, арматура и соединительные детали;

  • емкости для дренажа из камер приема и пуска;

  • механизмы для извлечения, перемещения и запассовки очистных устройств;

  • сигнализаторы прохождения очистных устройств;

  • приборы контроля за давлением.

Трубопровод в пределах одного очищаемого участка имеет постоянный внутренний диаметр и равнопроходную линейную арматуру без выступающих внутрь трубопровода узлов или деталей.

При проектировании узлов равнопроходных ответвлений от основного трубопровода, а также неравнопроходных ответвлений, диаметр которых составляет свыше 0,3 диаметра основного трубопровода, предусматриваются проектные решения, исключающие возможность попадания очищающего устройства в ответвление.

На участках переходов трубопровода через искусственные и естественные преграды, диаметр которых отличается от диаметра основного трубопровода, допускается проектировать самостоятельные узлы пуска и приема очистных и диагностических устройств.

      1. Арматура

В состав любого трубопровода входит арматура, представляющая собой устройства, предназначенные для управления потоками жидкости или газа, транспортируемых по трубопроводам. Запорная арматура линейной части трубопровода устанавливается на расстоянии 10—30 км. Кроме того, арматура устанавливается:

  • на обоих берегах водных преград при их пересечении трубопроводами в две нитки и более. При пересечении водных преград в одну нитку место установки арматуры принимается в зависимости от рельефа местности, примыкающей к переходу и необходимости исключения попадания транспортируемого продукта в водоем;

  • на обоих берегах болот III типа протяженностью свыше 500 м;

  • в начале каждого ответвления от основного трубопровода на расстоянии не менее 15м;

  • на одном или обоих концах участков нефтепроводов, проходящих на отметках выше городов и других населенных пунктов и промышленных предприятий — на расстоянии, устанавливаемом проектом в зависимости от рельефа местности.

Основным назначением арматуры является перекрывание потока рабочей среды по трубопроводу и возобновление пуска потока в зави­симости от требований технологического процесса, обслуживаемого данным трубопроводом. Кроме того, запорную арматуру применяют:

  • для переключения потока или его части из одной ветви системы в другую;

  • для дросселирования потока среды, т. е. изменения его расхода, давления и скорости.

Основными требованиями, предъявляемыми к арматуре, являются:

длительный срок службы; надежность и долговечность.

По условиям работы к арматуре предъявляются следующие требования: прочность, герметичность и надежность работы, взрывобезопасность и коррозионная стойкость. Требуемая прочность арматуры диктуется рабочим давлением в трубопроводе.

По значению условного давления арматура делится на три группы:

  • низкого, когда условное давление менее 1 МПа;

  • среднего, когда условное давление равно 1,6—6,4 МПа;

  • высокого, когда условное давление составляет 10—100 МПа.

Основой параметр арматуры — это диаметр условного прохода (номинальный внутренний диаметр трубопровода, на котором установлена данная арматура). Различные типы арматуры при одном и том же условном проходе могут иметь разные проходные сечения. Не следует смешивать диаметр условного прохода с диаметром проходного сечения в арматуре. Диаметр проходного сечения в арматуре часто меньше

(арматура с сужением прохода) или больше(арматура с кольцевым проходным сечением). В то же время условный проход арматуры не совпадает и с фактическим проходным диаметром трубопровода.

К запорной арматуре относятся задвижки, краны, вентили. На линейной части магистральных нефтепроводов устанавливаются задвижки. В состав задвижек входят запорные устройства, в которых проход перекрывается поступательным перемещением затвора в направлении, перпендикулярном движению потока транспортируемой среды. К недостаткам задвижек относятся:

  • невозможность применения для сред с кристаллизующимися включениями;

  • небольшой допустимый перепад давления на затворе;

  • невысокая скорость срабатывания затвора;

  • возможность возникновения гидравлического удара в конце хода;

  • большая высота;

  • трудность ремонта изношенных уплотнительных поверхностей затвора при эксплуатации.

Многочисленные конструкции задвижек можно классифицировать по конструкции затвора. По этому признаку различают клиновые и параллельные задвижки. Клиновые задвижки могут быть с цельным, упругим или составным клином. Параллельные задвижки бывают одно- и двухдисковые. Все задвижки на магистральных нефтепроводах оборудуются электроприводами во взрывозащищенном исполнении.

Для предотвращения движения транспортируемой по трубопроводу среды в направлении, обратном заданному, применяются обратные клапаны. По конструкции обратные клапаны делятся на подъемные и поворотные. Обратные поворотные клапаны снабжаются гидротормозами для исключения больших ударных нагрузок при быстром закрытии клапана.

studfiles.net

Средства очистки и диагностики - Пути российской нефти

 Энциклопедия технологий

Непременным технологическим элементом эксплуатации нефтепроводов являются узлы приема-пуска средств очистки и диагностики внутренней полости нефтепровода (СОД). На ГНПС устанавливают только камеры пуска, на ППС — как камеры пуска, так и камеры приема устройств, а также узлы пропуска СОД; на конечных НПС — только камеры приема. Поточные устройства (которые сотрудники НПС часто называют просто «снаряд») движутся внутри трубопровода под действием перепада давлений, возникающего на их торцах в потоке транспортируемой жидкости, и осуществляют те технологические операции, для которых они предназначены. 

Существуют различные конструкции поточных устройств. Так, например, для слежения за состоянием внутренней поверхности трубопровода используют чрезвычайно сложные (и дорогостоящие) конструкции, несущие на себе множество измерительных приборов и записывающих устройств, показания которых позже дешифрируют и анализируют на предмет обнаружения дефектов внутренней поверхности трубопровода.

К более простым СОД, используемым для очистки внутренней полости нефтепровода, относятся различные скребки, жесткие или эластичные поршни (англ. «pig»), а также толстостенные резиновые шары (разделители типа РШ).

Нефтепровод и сами поточные устройства оборудуют, как правило, сигнальными приборами, регистрирующими движение устройства внутри трубопровода. Каждое из очистных устройств имеет свои преимущества и недостатки. Так, например, толстостенные резиновые шары типа РШ обладают повышенной проходимостью внутри трубопровода, способны преодолевать сужения трубы, крутые повороты и даже неполнопроходные задвижки, однако из-за своей эластичности они обладают худшими очистными свойствами по сравнению со скребками, особенно в случае застарелых и твердых отложений.

Для ввода диагностического снаряда достаточно, закрыв одну задвижку, открыть последовательно две другие задвижки. Это изменит направление потока жидкости, и устройство уйдет в трубопровод. На камере установлено несколько вантузов для слива остаточной жидкости, а также удаления газовоздушных пробок.

discoverrussia.interfax.ru

Устройства камер запуска и приема средств очистки и диагностики для нефтепроводов DN мм по ТУ

Сигнализаторы рычажные. по ТУ

Сигнализаторы рычажные типа СР и СРУ по ТУ 3683-038-00220322-2006 Сигнализаторы рычажные типа СР и СРУ, предназначены для местного (визуального) контроля за прохождением по трубопроводу поточного средства

Подробнее

Люк PN Т для трубопроводов Dу по Газ ТУ

Люк PN Т для трубопроводов Dу500 1000 по Газ ТУ 3683-585-05754941-2007 Люки PN-Т для трубопроводов DN 500, 700 и 1000 мм предназначенны для установки на входном и выходном трубопроводах нагнетателя компрессорных

Подробнее

Блок камеры приема DN 1200 PN 10,0МПа по ТУ

Блок камеры приема DN 1200 PN 10,0МПа по ТУ 3689-037-00217610-2010 Тип затвора байонетный Условное обозначение изделия: ВБКП-1200-10,0-Л-УХЛ1 ВБКП-1200-10,0-П-УХЛ1 Обозначение конструкторской документации:вбкп

Подробнее

( ), D 2 ( ), D 3

Устройство камеры приема DN 1400мм PN 8,3 МПа по ТУ 3689-015-03481263-98 Тип затвора хомутовый Условное обозначение изделия: БКП-1400-8,3-Л БКП-1400-8,3-П Обозначение конструкторской документации: БК 15.02.00.000

Подробнее

Задвижки стальные шиберные DN 100/150/200/250/300/350/400/500/600/700/800, PN 1,6; 2,5; 4,0; 6,3; 8,0 МПа, ТУ

Задвижки стальные шиберные DN 00/50/00/50/00/50/00/500/600/700/800, PN,6;,5;,0; 6,; 8,0 МПа, ТУ 7 005 5685 009 Назначение задвижки предназначены для эксплуатации в качестве запорных устройств на магистральных

Подробнее

Затворы (клапаны) обратные DN PN 80, 100, 160

47 Затворы (клапаны) обратные DN 300-1000 PN 80, 100, 160 Применяются для предотвращения обратного потока среды при транспортировке неагрессивного природного газа и других неагрессивных газообразных сред

Подробнее

Воздухосборники по ТУ

Воздухосборники по ТУ 3615-004-00220322-98 Воздухосборники с номинальными объемами: 0,5; 1,0; 1,6; 2,0; 3,2; 4,0; 6,3; 8,0; 10; 16; 20; 25; 32; 40; 50 м 3 и рабочими давлениями: 0,8; 1,0; 1,4 МПа (8, 10,

Подробнее

Сепараторы нефтегазовые. по ТУ

Сепараторы нефтегазовые типа НГС по ТУ 3683-015-00220322-99 Сепараторы нефтегазовые (в дальнейшем сепараторы) предназначены для дегазации непенистой нефти и очистки попутного газа, применяются в установках

Подробнее

ФИЛЬТР СЕТЧАТЫЙ 1МИГ-Ф

ФИЛЬТР СЕТЧАТЫЙ 1МИГ-Ф 1МИГ-Ф ТУ 3616-004-60231190-2011 1МИГ-ФБ с быстросъемной крышкой Предназначены для очистки от механических примесей сырой и товарной нефти, а также воды. Применяются на узлах учета

Подробнее

Фильтры сетчатые ФС типов I-VI

Фильтры сетчатые ФС типов I-VI ТУ 3742-001-98325188-2010 Фильтры сетчатые ФС типов I-VI предназначены для защиты от попадания инородных механических частиц в ответственные элементы трубопроводных систем,

Подробнее

Клапаны (затворы) обратные

Клапаны (затворы) обратные DN 50...1000 мм; PN 1,6...25,0 МПа НАЗНАЧЕНИЕ Затворы и клапаны обратные предназначены для предотвращения обратного потока среды на трубопроводах, транспортирующих: - воду, пар

Подробнее

ФИЛЬТРЫ ЖИДКОСТИ ФЖУ ПАСПОРТ ПС

ФИЛЬТРЫ ЖИДКОСТИ ПАСПОРТ 1205.00.00.00 ПС ВНИМАНИЕ! МОНТАЖ И ЭКСПЛУАТАЦИЮ ФИЛЬТРОВ НЕОБХОДИМО ПРОИЗВОДИТЬ ПОСЛЕ ИЗУЧЕНИЯ НАСТОЯЩЕГО ПАСПОРТА. В СВЯЗИ С ПОСТОЯННОЙ РАБОТОЙ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ФИЛЬТРОВ

Подробнее

СПЕЦИАЛЬНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ

СПЕЦИАЛЬНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ СПЕЦИАЛЬНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ С УДЛИНЕНИЕМ ШТОКА (ШПИНДЕЛЯ) ДО 3 МЕТРОВ Основные характеристики шаровых кранов: Климатическое исполнение: У1, УХЛ по ГОСТ 15150-69 Рабочая среда: вода, природный

Подробнее

Газосепараторы сетчатые (ГП ) по ТУ

Газосепараторы сетчатые (ГП 1087.00.000) по ТУ 3683-015-00220575-2 Газосепараторы сетчатые предназначены для окончательной очистки природного и попутного нефтяного газа от жидкости (конденсата, ингибитора

Подробнее

Ф И Л Ь Т Р Ы. w w w.elemerufa.ru

Ф И Л Ь Т Р Ы w w w.elemerufa.ru 2016 w w w.elemerufa.ru ОГЛАВЛЕНИЕ Фильтры сетчатые тройниковые под приварку (ФСТ.П)...3 Фильтры сетчатые Уобразные (литые) фланцевые (ФСУ)...5 Фильтры сетчатые Yобразные

Подробнее

Аппарат ВЭЭ ,0-2 ТУ

Типоразмеры аппаратов: ВЭЭ - номинальными объемами ; ;,; 5; 6,; 0; 6 и 5 м с условными давлениями 0,6;,0;,6 МПа (6; 0; 6 кгс/см ), диаметрами от 000 до 400 мм. ВЭЭ - номинальными объемами ; и, м, с условными

Подробнее

Фильтры сетчатые Y-образные

Фильтры сетчатые Y-образные ТУ 3742-001-98325188-2010 Фильтры сетчатые Y-образные предназначены для защиты от попадания инородных механических частиц в ответственные элементы трубопроводных систем, такие

Подробнее

Краны шаровые DN PN 80, 100

4 Краны шаровые DN 50-150 PN 80, 100 Применяются в качестве запорного устройства на технологических линиях по транспортировке неагрессивного природного газа и других неагрессивных сред с температурой от

Подробнее

Фильтры сетчатые конусные

Фильтры сетчатые конусные ТУ 3742-001-98325188-2010 Фильтры сетчатые конусные ФС-К предназначены для защиты от попадания инородных механических частиц в ответственные элементы трубопроводных систем, такие

Подробнее

Задвижка клиновая СТМ О 11

Задвижка клиновая СТМ О 11 Предназначены для герметичного перекрытия потока среды в технологических установках в нефтяной, газовой, химической, металлургической, энергетической промышленностях, хранении

Подробнее

Задвижки КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ

Задвижки ЗВК Задвижки с обрезиненным клином невыдвижным шпинделем фланцевые чугунные (в дальнейшем задвижки) предназначены для полного перекрытия рабочей среды в трубопроводе. По устойчивости к воздействию

Подробнее

КЛАПАНЫ ОБРАТНЫЕ ОСЕВЫЕ

КЛАПАНЫ ОБРАТНЫЕ ОСЕВЫЕ DN 15,,, 32, 0, 50 PN,,,0, 6,3,,0,,0,,0,,0 Изготовление и поставка ТУ 371-002-62603588-132 НАЗНАЧЕНИЕ Применяется для предотвращения обратного потока рабочей среды на трубопроводах

Подробнее

Мембрана разрывная (МР) «ЩИТ»

Мембрана разрывная (МР) «ЩИТ» ТУ 4854-017-72410778-07 Сертификат пожарной безопасности ССПБ.RU.ОП014.Н.01610 от 29.12.2010 г. Общие сведения Мембрана разрывная (МР) «ЩИТ», как правило, применяется для

Подробнее

КЛАПАНЫ ОБРАТНЫЕ ПОДЪЕМНЫЕ

КЛАПАНЫ ОБРАТНЫЕ ПОДЪЕМНЫЕ DN 5, 20, 25, 32 PN,,,,,,, Изготовление и поставка ТУ 374-002-62603588-200 НАЗНАЧЕНИЕ Применяется для предотвращения обратного потока рабочей среды на трубопроводах рабочей среды

Подробнее

Каталог продукции «АРМГАЗИНВЕСТ»

Каталог продукции «АРМГАЗИВЕСТ» Т: +7(495)9889179 Содержание Коротко о продукции производства ООО ПО «АРМГАЗИВЕСТ» 1 Таблица обозначений 2 Краны шаровые для природного газа DN 50, 80, 100 3 Краны шаровые

Подробнее

ФИЛЬТРЫ СЕТЧАТЫЕ ТУ

ФИЛЬТРЫ СЕТЧАТЫЕ ТУ 3742-16-05749211-2014 Фильтры предназначены для применения в системах управления технологическими процессами на объектах газового и нефтяного комплексов, химической промышленности и

Подробнее

КРАНЫ ШАРОВЫЕ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ Краны шаровые с ручным управлением или электроприводом DN 50, 80, 100, 150, 200, 250, 300, 400, 500, 600,

КРАНЫ ШАРОВЫЕ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ Краны шаровые с ручным управлением или электроприводом DN 50, 80, 100, 150, 200, 250, 300, 400,, 600, 700, 800, 1000, 1200 PN 1.6, 6.3, 10.0, 16.0 Краны шаровые

Подробнее

Joint for connection of crane rails to steel crane girders. Specifications

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР Узел крепления крановых рельсов к стальным подкрановым балкам Технические условия ГОСТ 24741-81 ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР ПО ДЕЛАМ СТРОИТЕЛЬСТВА Москва ГОСУДАРСТВЕННЫЙ

Подробнее

КЛАПАНЫ ОБРАТНЫЕ ОСЕВЫЕ

КЛАПАНЫ ОБРАТНЫЕ ОСЕВЫЕ DN 80, 0, 150, 0, 0, 300, 350, 00, 500, 600, 700, 800, 00, 10 PN,,,0,,,0,,0,,0,,0 Изготовление и поставка ТУ 371-002-62603588- НАЗНАЧЕНИЕ Назначение применяется для предотвращения

Подробнее

ФИЛЬТРЫ ЖИДКОСТИ ФЖУ ПАСПОРТ ПС

ФИЛЬТРЫ ЖИДКОСТИ ФЖУ ПАСПОРТ 45.00.00.00 ПС ВНИМАНИЕ! Монтаж и эксплуатацию фильтров необходимо производить после тщательного изучения настоящего паспорта. В связи с постоянной работой по совершенствованию

Подробнее

ФИЛЬТРЫ ГАЗА ФГ16-50, ФГ16-50-В, ФГ16-80, ФГ16-80-В, ФГ16-100, ФГ16-100-В. Техническое описание и инструкция по эксплуатации

(Документация) ФИЛЬТРЫ ГАЗА ФГ16-50, ФГ16-50-В, ФГ16-80, ФГ16-80-В, ФГ16-100, ФГ16-100-В Техническое описание и инструкция по эксплуатации г. Арзамас 1 общие сведения об изделии 1.1 Фильтры газа типа ФГ16

Подробнее

Задвижка клиновая Тип СТМ З 11

Задвижка клиновая Тип СТМ З 11 Предназначены для герметичного перекрытия потока рабочей среды в технологических установках в нефтяной, газовой, химической, металлургической, энергетической промышленностях,

Подробнее

ЗАДВИЖКИ КЛИНОВЫЕ СТАЛЬНЫЕ ЛИТЫЕ с выдвижным шпинделем DN мм, PN 1,6...25,0 МПа ТУ , ТУ НАЗНАЧЕНИЕ

ЗАИЖКИ КЛИНОЫЕ СТАЛЬНЫЕ ЛИТЫЕ с выдвижным шпинделем DN 50...200, PN,6...25,0 МПа ТУ 26072596, ТУ 37574937520 НАЗНАЧЕНИЕ Применяются в качестве запорного устройства на трубопроводах, транспортирующих воду,

Подробнее

ФИЛЬТРЫ ЖИДКОСТИ ФЖУ

ФИЛЬТРЫ ЖИДКОСТИ ФЖУ 1 НАЗНАЧЕНИЕ 1.1 Фильтры жидкости типа ФЖУ 25-, ФЖУ 40-0,6, ФЖУ 40-, ФЖУ 80-, ФЖУ 80-6,4, ФЖУ 100-, ФЖУ 100-6,4, ФЖУ 150-, ФЖУ 150-6,4 предназначены для очистки от механических примесей

Подробнее

Пожарный фильтр универсальный

Пожарный фильтр универсальный (ПФУ) «ТАУЭР» ТУ 4854-012-72410778-07 Сертификат пожарной безопасности СППБ.RU.ОП014.Н.01590 от 21.04.2010 г. ПАТЕНТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ 77172 Общие сведения Пожарный фильтр

Подробнее

КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ

Задвижки МЗВ и МЗВГ Задвижки с обрезиненным клином невыдвижным шпинделем фланцевые чугунные 1,0; 1,6; МЗВГ (в дальнейшем задвижки) предназначены для полного перекрытия рабочей среды в трубопроводе. По

Подробнее

docplayer.ru

Камеры запуска / приема СОД, Нефтегазовая промышленная арматура, Москва

Камеры запуска / приема средств очистки и диагностики (СОД) ТУ 3683-003-86534248-2012

Камеры запуска и приема СОД ТУ 3683-003-86534248-2012 предназначены для установки на стационарных и временных узлах запуска и приёма поточных средств очистки и диагностики линейной части магистральных и промысловых трубопроводов в потоке перекачиваемого по трубопроводу продукта.

Основой наших камер являются быстродействующие байонетные затворы ЗКБ ТУ 3683-001-86534248-09, что обуславливает их высокую надежность, безопасность и удобство при эксплуатации. За счет быстродействия затвора существенно сокращается трудоемкость и время проведения работ.

Состав блока камеры запуска и приема СОД ТУ 3683-003-86534248-2012 позволяет осуществлять работы по следующим направлениям регламентного технического обслуживания:

  • очистка трубопровода путем пропуска очистного поршня;
  • внутритрубная профилеметрия трубопровода с использованием профилемера для определения формы поперечного сечения;
  • диагностика текущего технического состояния трубопровода и его антикоррозионного покрытия методами неразрушающего контроля с использованием поршней диагностических.

Основные технические характеристики:

  • диаметр номинальный, DN 100 – 1600
  • давление рабочее, МПа – до 16
  • температура окружающей среды, 0С – от минус 60 до плюс 80
  • температура рабочей среды, 0С – от минус 60 до плюс 250
  • рабочая среда – газ, нефть, нефтепродукты, ШФЛУ, вода, технологические жидкости.

Камеры запуска и приема СОД ТУ 3683-003-86534248-2012 поставляются как отдельно, так и в составе «блоков камер».

Ассортимент данной продукции представлен различными модификациями, позволяющими выполнять работы в зависимости от критериев поставленных задач:

Стационарные камеры запуска и приема СОД устанавливаются на подготовленный заранее фундамент и эксплуатируются в течение всего срока службы на постоянном месте.

Временные камеры запуска и приема СОД предназначены для проведения работ по очистке и диагностике трубопроводов на отдельных участках.

Реверсивные камеры запуска-приема СОД позволяют осуществлять как запуск, так и прием поточных средств очистки и диагностики на конкретном месте установки.

Камера запуска ТУ 3683-003-86534248-2012Реверсивная камера ТУ 3683-003-86534248-2012

Координаты для связи ООО «НГПА»

zatvor.info

Камеры запуска и приема (СОД)

Устройства камер запуска и приема средств очистки и диагностики предназначены для периодического запуска в трубопровод и приема из него внутритрубных снарядов-дефектоскопов, очистных скребков и других поточных средств. Камеры запуска и приема устанавливаются на трубопроводах Ду 150, 200, 300, 350, 400, 500, 700, 800, 1000, 1200, 1400 мм, работающих под давлением до 32,0 Мпа.

 

По месту расположения технологических патрубков входа (выхода) продукта относительно направления потока среды камеры изготавливаются в двух исполнениях: левом (Л) и правом (П). Камеры удобны в эксплуатации. Для выдвижения лотка из камеры и обратно в комплект поставки входит устройство запасовки (для камер запуска) или устройство извлечения (для камер приема).

 

Перемещение лотка осуществляется с помощью тягового устройства (лебедки) с ручным приводом. Для установки или снятия внутритрубных устройств с лотка по требованию заказчика в комплект поставки входит загрузочное устройство, представляющее собой консоль, поворачиваемую вручную, на конце которой размещается ручная стационарная таль.

 

На всех проектируемых, вновь вводимых и реконструируемых магистральных газопроводах предусматривают устройства камер запуска и приёма, предназначенных для запуска в газопровод и приёма из него очистных снарядов (поршней), диагностических, дефектоскопических снарядов и других устройств. В состав устройства входят узлы запуска и приёма, система контроля, автоматического управления и телемеханики. Камеры запуска и приёма располагают вблизи пунктов (узлов) подключения КС, а также на берегу крупных судоходных рек, где подводный переход (дюкер) не является проходным и требует контроля технического состояния. Чаще всего строят совмещённые узлы, поставка осуществляется в блочно-комплектном исполнении. 

 

Устройства камер запуска и приёма устанавливаются на газопроводах Ду200, 250, 300, 350, 400, 500, 700, 800, 1000, 1200 и 1400мм работающих под давлением до 8,0 и 10МПа. Температура эксплуатации от – 60°С до + 80°С.

 

Расчётная сейсмичность районов установки камер – до 9 баллов.


  • Объект: "Уренгой - Сургут" конденсатопровод (II нитка)
  • Предмет: 8 типов камер
  • Дата отгрузки: 2015 год

sgem.spb.ru

Временная камера запуска средств очистки и диагностики трубопроводов

Полезная модель относится к трубопроводному транспорту, а именно к устройствам запуска средств очистки и диагностики на построенных и недиагностированных участках нефте-, газо- и продуктопроводов и может найти применение в газовой, нефтяной, нефтехимической и других отраслях, использующих трубопроводный транспорт. Технический результат - обеспечение мобильности камер приема пуска и оптимальных условий работы с трубопроводами различных диаметров. Для этого временная камера запуска средств очистки и диагностики трубопроводов содержит цилиндрический корпус с концевым затвором с одной стороны, расположенный с другой стороны и жестко связанный с корпусом эксцентричный переходной участок, имеющий цилиндрическую часть с выходным диаметром, соответствующим диаметру трубопровода и выполненный с возможностью приваривания к трубопроводу, опорную раму, жестко связанную с корпусом, при этом камера имеет технологические патрубки для подвода нефти, для выпуска воздуха, для дренажа рабочей среды из камеры, для передней запасовки и установки манометра, опорная рама выполнена в виде салазок. Геометрические размеры камеры, именно: соотношение минимальной длины камеры L и диаметра цилиндрической части переходного участка Дн, соотношение диаметра проходного сечения корпуса камеры Др и диаметра проходного сечения цилиндрической части переходного участка Дн, соотношение длины камеры L и длины корпуса с эксцентричной частью переходного участка, соотношение расстояния L2 от концевого затвора до патрубка подвода нефти и диаметра проходного сечения корпуса Др, соотношение расстояния L3 от патрубка подвода до запасовочного патрубка и диаметра проходного сечения корпуса Др, соотношение расстояния Н от основания опоры до оси корпуса и диаметра Др проходного сечения - находятся в определенных соотношениях.

Полезная модель относится к трубопроводному транспорту, а именно к устройствам запуска средств очистки и диагностики (СОД) на построенных и недиагностированных участках нефте-, газо- и продуктопроводов и может найти применение в газовой, нефтяной, нефтехимической и других отраслях, использующих трубопроводный транспорт.

Очистка и диагностика вновь построенных участков нефтепровода, а также на лупингах и отводах протяженностью менее 3 км выполняется с применением временных камер запуска средств очистки и диагностики (СОД), которые монтируются перед выполнением диагностических работ, с последующим демонтажем после их завершения.

Диагностика с применением временных камер запуска СОД проводится последовательно всеми типами внутритрубных приборов, с перерывами между их пусками для выполнения технологических операций по очистке или связанных с режимом работы нефтепровода.

Известна камера запуска, снабженная с одной стороны концевым затвором, состоящим из крышки с фланцем и откидных полухомутов, стягиваемых винтом и выдвижным лотком для подачи разделителей, а с другой стороны соединенную через переходник и запорную арматуру с линейной частью трубопровода, причем камера выполнена с отсекателями и расположена на одном уровне с трубопроводом. Недостатком известного устройства является сложность запуска поточных средств и необходимость ее расположения на одном уровне с трубопроводом, а также ненадежность работы привода концевого затвора (SU 388167, 1973).

Известна камера запуска и приема в блочно-комплектном исполнении, содержащая с одного торца концевой затвор и штуцер для подачи или отвода среды, а с другого торца соединенные через переходник и патрубок штуцер для запасовки поточных средств, установленный перпендикулярно оси камеры (Транспорт и хранение нефтепродуктов. Устройство камер запуска и приема в блочно-комплектном исполнении БК. - М.: ЦНИИТЭНефтехим, вып.8, 1991, с.3).

Недостатком известных технических решений является то, что они применимы для стационарных и ранее эксплуатируемых трубопроводов.

Полезная модель относится к трубопроводному транспорту, а именно к устройствам запуска средств очистки и диагностики на построенных и недиагностированных участках нефте-, газо- и продуктопроводов и может найти применение в газовой, нефтяной, нефтехимической и других отраслях, использующих трубопроводный транспорт.

Технический результат, достигаемый полезной моделью, заключается в обеспечении мобильности камер приема пуска и оптимальных условий работы с трубопроводами различных диаметров.

Сущность полезной модели заключается в достижении упомянутого технического результата во временной камере запуска средств очистки и диагностики трубопроводов, которая содержит цилиндрический корпус с концевым затвором с одной стороны, расположенный с другой стороны и жестко связанный с корпусом эксцентричный переходной участок, имеющий цилиндрическую часть с выходным диаметром, соответствующим диаметру трубопровода и выполненный с возможностью приваривания к трубопроводу, опорную раму, жестко связанную с корпусом, при этом камера имеет технологические патрубки для подвода нефти, для выпуска воздуха, для дренажа рабочей среды из камеры, для запасовки и установки манометра, опорная рама выполнена в виде салазок, причем соотношение минимальной длины камеры и диаметра проходного сечения цилиндрической части переходного участка Дн при увеличении диаметра последнего уменьшается и при Дн 150 мм составляет не менее 60, при Дн 200 мм - не менее 45, при Дн 250 мм - не менее 33,67, при Дн 300 мм - не менее 28,68, при Дн 350 мм - не менее 33,14, при Дн 400 - не менее 28,25, при Дн 500 - не менее 21,2, при Дн 70 мм - не менее 18,0, при Дн 800 мм - не менее 15,75, при Дн 1000 мм - не менее 13,7, при Дн 1200 - не менее 11,42, соотношение диаметра проходного сечения корпуса камеры Др и диаметра проходного сечения цилиндрической части переходного участка Дн при диаметре проходного сечения корпуса 200-400 мм и 500-1300 мм уменьшается по мере увеличения диаметра проходного сечения корпуса и составляет при Дн 200 - 1,33, при Дн 250 - 1,25, при Дн 300 - 1,2, при Дн 350 - 1,16, при Дн 400 - 1,14, при Дн 600 - 1,2, при Дн 800 - 1,14, при Дн 800 - 1,14, при Дн 900 - 1,125, при Дн 1100 - 1,1, при Дн 1300 - 1,08, соотношение длины камеры и длины корпуса с эксцентричной частью переходного участка составляет не менее 1,342±0,02, соотношение расстояния от концевого затвора до патрубка подвода нефти и диаметра проходного сечения корпуса Др уменьшается по мере увеличения диаметра проходного сечения корпуса Др при

величине последнего от 200 до 350 мм и от 600 до 1300 мм и составляет при Др 200 мм 2,5, при Др 250 мм - 2,0, при Др 300 мм - 1,67, при Др 350 мм - 1,43, при Др 600 мм - 1,33, при Др 800 мм - 1,25, при Др 900 мм - 1,11, при Др 1100 мм - 1,09, при Др 1300 мм - 0,92, соотношение расстояния от патрубка подвода до запасовочного патрубка и диаметра проходного сечения корпуса Др уменьшается при величине последнего от 200 до 350 мм и от 500 до 1300 мм по мере увеличения диаметра проходного сечения корпуса и составляется при Др 200 мм 37,5, при Др 250 мм - 30,0, при Др 300 мм - 28,67, при Др 350 мм - 24,57, при Др 500 мм - 19,4, при Др 600 мм - 14,33, при Др 800 мм - 13,25, при Др 900 мм - 11,78, при Др 1100 мм - 10,64, при Др 1300 мм - 9,0, соотношение расстояния от основания опорной рамы до оси корпуса и диаметра проходного сечения корпуса уменьшается при увеличении диаметра проходного сечения корпуса и составляет при Др 200 мм 4,75 при Др 250 мм - 3,8, при Др 300 мм - 3,33, при Др 350 мм - 2,86, при Др 400 мм - 2,63, при Др 500 мм - 2,2, при Др 600 мм - 2,0, при Др 800 мм - 1,63, при Др 900 мм - 1,55, при Др 1100 мм -1,36, при Др 1300 мм - 1,23.

Полезная модель поясняется чертежами, где на фиг.1 изображена временная камера запуска средств очистки и диагностики трубопроводов, на фиг.2 - схема установки камеры при эксплуатации.

Временная камера приема средств очистки и диагностики содержит корпус 1, с одной стороны которого расположен концевой затвор 2 скобового типа для открытия или закрытия камеры, а с другой - эксцентрический переход 3 с прямым цилиндрическим участком 4, внешний диаметр которого равен диаметру трубопровода. Диаметр проходного сечения корпуса камеры Др, диаметр проходного сечения цилиндрического участка 4 Дн соответствует проходному сечения трубопровода, для которого используется камера приема СОД. Камера расположена на опорной раме 5, жестко связанной с последней посредством стоек 6. Не связанный с эксцентричным переходом конец 7 цилиндрического участка 4 выполнен для приваривания к трубопроводу. Опорная рама 5 выполнена в виде салазок для обеспечения перемещения камеры. Камеры имеют технологические патрубки: 8 - для подвода нефти, 9 - для выпуска воздуха, 10 - для дренажа (подачи) рабочей среды из камеры, 11 - для передней запасовки, 12 - для установки манометра. Патрубок 11 выполнен с фланцем и заглушкой и имеет роликовые направляющие для протаскивания троса (на чертеже не показаны).

Затвор 2 имеет блокирующее устройство, исключающее возможность его открывания при наличии рабочей среды в камере. Затвор рассчитан на усилие при открывании не более 150 Н, и усилие при страгивании и окончательном закрытии - не более 250 Н.

Временные камеры запуска СОД предназначены для эксплуатации на открытой площадке в условиях холодного и умеренного макроклиматических районов с температурой окружающей среды от минус 60 до плюс 40°С - исполнение УХЛ, категория размещения 1 по ГОСТ 15150. Конструкция временных камер запуска СОД рассчитана для эксплуатации с рабочим давлением 1,25 от максимально возможного давления на участке нефтепровода, но не более 6,3 МПа. Вышеназванные требования к камерам запуска повлекли за собой следующие соотношения размеров в камерах.

Соотношение минимальной длины камеры L и диаметра цилиндрической части переходного участка Дн при увеличении диаметра последнего уменьшается. При Дн 150 мм это соотношение составляет не менее 60, при Дн 200 мм - не менее 45, при Дн 250 мм - не менее 33,67, при Дн 300 мм - не менее 28,68, при Дн 350 мм - не менее 33,14, при Дн 400 - не менее 28,25, при Дн 500 - не менее 21,2, при Дн 70 мм - не менее 18,0, при Дн 800 мм - не менее 15,75, при Дн 1000 мм - не менее 13,7, при Дн 1200 - не менее 11,42.

Соотношение диаметра проходного сечения корпуса камеры Др и диаметра проходного сечения цилиндрической части переходного участка Дн при диаметре проходного сечения корпуса 200-400 мм и 500-1300 мм уменьшается по мере увеличения диаметра проходного сечения корпуса. Это соотношение составляет при Дн 200 - 1,33, при Дн 250 - 1,25, при Дн 300 - 1,2, при Дн 350 - 1,16, при Дн 400 - 1,14, при Дн 600 - 1,2, при Дн 800 - 1,14, при Дн 800 - 1,14, при Дн 900 - 1,125, при Дн 1100 - 1,1, при Дн 1300 - 1,08.

Соотношение длины камеры L и длины корпуса с эксцентричной частью переходного участка L1 составляет 1,342±0,02.

Соотношение расстояния L 2 от концевого затвора до патрубка подвода нефти и диаметра проходного сечения корпуса Др уменьшается по мере увеличения диаметра проходного сечения корпуса Др при величине последнего от 200 до 350 мм и от 600 до 1300 мм. Это соотношение составляет при Др 200 мм 2,5, при Др 250 мм - 2,0, при Др 300 мм - 1,67, при Др 350 мм - 1,43, при Др 600 мм - 1,33, при Др 800 мм - 1,25, при Др 900 мм - 1,11, при Др 1100 мм - 1,09, при Др 1300 мм - 0,92.

Соотношение расстояния L3 от патрубка подвода до запасовочного патрубка и диаметра проходного сечения корпуса Др уменьшается при величине последнего от 200 до 350 мм и от 500 до 1300 мм по мере увеличения диаметра проходного сечения корпуса. Это соотношение составляется при Др 200 мм 37,5, при Др 250 мм - 30,0, при Др 300 мм - 28,67, при Др 350 мм - 24,57, при Др 500 мм - 19,4, при Др 600 мм - 14,33, при Др 800 мм - 13,25, при Др 900 мм - 11,78, при Др 1100 мм - 10,64, при Др 1300 мм - 9,0.

Соотношение расстояния Н от основания опоры до оси корпуса и диаметра Др проходного сечения корпуса уменьшается при увеличении диаметра проходного сечения корпуса и составляет при Др 200 мм 4,75 при Др 250 мм - 3,8, при Др 300 мм - 3,33, при Др 350 мм - 2,86, при Др 400 мм - 2,63, при Др 500 мм - 2,2, при Др 600 мм - 2,0, при Др 800 мм - 1,63, при Др 900 мм - 1,55, при Др 1100 мм - 1,36, при Др 1300 мм - 1,23.

В конкретных вариантах исполнения камера пуска имеет следующие размеры:

D трубопроводаДнДрL L1L 2L3 Н
1591502009000 67005007500 950
2192002509000 67005007500 950
27325030010100 74005008600 1000
32530035010100 74005008600 1000
37735040011600 8700600100001050
426 40050011300 8400600100001100
530 50060010600 76008009700 1200
72070080012600 9300100086001300
820 80090012600 93001000106001400
102010001100 13700104001200117001500
12201200 13001370010400120011700 1600

Камера работает следующим образом.

Для эксплуатации цилиндрическую часть корпуса с выходным диаметром, соответствующим диаметру трубопровода приваривают к трубопроводу. Далее снаряд для диагностики и очистки помещают во временную камеру запуска таким образом, чтобы его передняя манжета вошла в часть временной камеры, при этом задвижка V1 - открыта; задвижки V2, V3, V4, Т1, Т2, Т3 - закрыты (V1 - задвижка на магистральном нефтепроводе, открывается при проходе снаряда через задвижку V2, ее закрытии и закрытии задвижек V4, V3. При открытой задвижке. V1 снаряд потоком нефти в магистральном нефтепроводе (МН) проходит далее по нефтепроводу. Задвижка V3 вместе с патрубком расположена вначале камеры пуска и используется для проталкивания снаряда через задвижку V2 в МН. Задвижка. V4 вместе с технологическим патрубком расположена в конце камеры и предназначена для удаления остатков нефти из внутренней полости временной камеры) (Фиг.2).

Работа по диагностике и очистке осуществляется в следующей последовательности:

- Задвижкой V2 отсекают камеру от магистрального нефтепровода.

- Вантузы Т1 и Т2 подсоединяют соответственно на входе в камеру и на выходе из нее для сброса остаточного воздуха из внутренней полости камеры.

- Устанавливают локаторный приемник (ЛК) перед выходной задвижкой временной камеры запуска.

- Открывают задвижки вантузов Т1 и Т2.

- Медленно заполняют временную камеру запуска продуктом через задвижки V3 и V4 до тех пор, пока продукт не начнет выходить из вантузов Т1 и Т2.

- Закрывают задвижки вантузов Т1 и Т2.

- Закрывают задвижки V3 и V4.

- Выравнивают давление между магистралью (манометр Р1) и временной камерой запуска (манометр Р2), приоткрыв и закрыв задвижку V3.

- Полностью открывают задвижку V2, при этом задвижки V3 и V4 остаются закрытыми.

- Открывают задвижку V3.

- Начинают закрывать задвижку V1. Снаряд начнет движение из временной камеры в трубопровод

Преимущества временных камер перед стационарными следующие:

Временные камеры короче стационарных, что делает их соответственно легче для удобства и облегчения перемещения с места на место.

Вместо стационарного фундамента и рамы у временных камер рама с «полозьями» так же для удобства перемещения.

Временная камера не оборудована емкостями и насосами для сбора утечек нефти.

Временная камера не снабжена грузоподъемными механизмами и талями.

Соотношение геометрических размеров в камерах обеспечивает безопасность их эксплуатации.


Формула полезной модели

1. Временная камера запуска средств очистки и диагностики трубопроводов, характеризующаяся тем, что она содержит цилиндрический корпус с концевым затвором с одной стороны, расположенный с другой стороны и жестко связанный с корпусом эксцентричный переходной участок, имеющий цилиндрическую часть с выходным диаметром, соответствующим диаметру трубопровода и выполненный с возможностью приваривания к трубопроводу, опорную раму, жестко связанную с корпусом, при этом камера имеет технологические патрубки для подвода нефти, для выпуска воздуха, для дренажа рабочей среды из камеры, для запасовки и установки манометра, опорная рама выполнена в виде салазок, причем соотношение минимальной длины камеры и диаметра проходного сечения цилиндрической части переходного участка Дн при увеличении диаметра последнего уменьшается, соотношение диаметра проходного сечения корпуса камеры Др и диаметра проходного сечения цилиндрической части переходного участка Дн при диаметре проходного сечения корпуса 200-400 мм и 600-1300 мм уменьшается по мере увеличения диаметра проходного сечения корпуса, соотношение длины камеры и длины корпуса с эксцентричной частью переходного участка составляет 1,342±0,02, соотношение расстояния от концевого затвора до патрубка подвода нефти и диаметра проходного сечения корпуса Др уменьшается по мере увеличения диаметра проходного сечения корпуса Др при величине последнего от 200 до 350 мм и от 600 до 1300 мм, соотношение расстояния от патрубка подвода до запасовочного патрубка и диаметра проходного сечения корпуса Др уменьшается при увеличении последнего от 200 до 350 мм и от 500 до 1300 мм по мере увеличения диаметра проходного сечения корпуса, соотношение расстояния от основания опорной рамы до оси корпуса и диаметра проходного сечения корпуса уменьшается при увеличении диаметра проходного сечения корпуса.

2. Временная камера запуска средств очистки и диагностики трубопроводов по п.1, характеризующаяся тем, что соотношение минимальной длины камеры и диаметра проходного сечения цилиндрической части переходного участка Дн составляет при Дн 150 мм составляет не менее 60, при Дн 200 мм - не менее 45, при Дн 250 мм - не менее 33,67, при Дн 300 мм - не менее 28,68, при Дн 350 мм - не менее 33,14, при Дн 400 - не менее 28,25, при Дн 500 - не менее 21,2, при Дн 70 мм - не менее 18,0, при Дн 800 мм - не менее 15,75, при Дн 1000 мм - не менее 13,7, при Дн 1200 - не менее 11,42.

3. Временная камера запуска средств очистки и диагностики трубопроводов по п.1, характеризующаяся тем, что соотношение диаметра проходного сечения корпуса камеры Др и диаметра проходного сечения цилиндрической части переходного участка Дн составляет при Др 200 - 1,33, при Др 250 - 1,25, при Др 300 - 1,2, при Др 350 - 1,16, при Др 400 - 1,14, при Др 600 - 1,2, при Др 800 - 1,14, при Др 800 - 1,14, при Др 900 - 1,125, при Др 1100- 1,1, при Др 1300 - 1,08.

4. Временная камера запуска средств очистки и диагностики трубопроводов по п.1, характеризующаяся тем, что соотношение расстояния от концевого затвора до патрубка подвода нефти и диаметра проходного сечения корпуса Др составляет при Др 200 мм 2,5, при Др 250 мм - 2,0, при Др 300 мм - 1,67, при Др 350 мм - 1,43, при Др 600 мм - 1,33, при Др 800 мм - 1,25, при Др 900 мм - 1,11, при Др 1100 мм - 1,09, при Др 1300 мм - 0,92.

5. Временная камера запуска средств очистки и диагностики трубопроводов по п.1, характеризующаяся тем, что соотношение расстояния от патрубка подвода до запасовочного патрубка и диаметра проходного сечения корпуса Др составляет при Др 200 мм 37,5, при Др 250 мм - 30,0, при Др 300 мм - 28,67, при Др 350 мм - 24,57, при Др 500 мм - 19,4, при Др 600 мм - 14,33, при Др 800 мм - 13,25, при Др 900 мм - 11,78, при Др 1100 мм - 10,64, при Др 1300 мм - 9,0.

6. Временная камера запуска средств очистки и диагностики трубопроводов по п.1, характеризующаяся тем, что соотношение расстояния от основания опорной рамы до оси корпуса и диаметра проходного сечения корпуса составляет при Др 200 мм 4,75 при Др 250 мм - 3,8, при Др 300 мм - 3,33, при Др 350 мм - 2,86, при Др 400 мм - 2,63, при Др 500 мм - 2,2, при Др 600 мм - 2,0, при Др 800 мм - 1,63, при Др 900 мм - 1,55, при Др 1100 мм - 1,36, при Др 1300 мм - 1,23.

ФАКСИМИЛЬНОЕ ИЗОБРАЖЕНИЕ

Реферат:

Описание:






Рисунки:



MM1K - Досрочное прекращение действия патента (свидетельства) Российской Федерации на полезную модель из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента (свидетельства) в силе

Дата прекращения действия патента: 26.09.2005

Извещение опубликовано: 27.01.2008        БИ: 03/2008



NF1K - Восстановление действия патента (свидетельства) Российской Федерации на полезную модель

Извещение опубликовано: 20.02.2009        БИ: 05/2009



bankpatentov.ru

8. Узлы пуска-приема сод

8.1. На магистральных нефтепроводах должны предусматриваться узлы пуска-приема СОД, которые следует использовать также для приема и пуска разделителей при последовательной перекачке.

Узлы пуска-приема СОД следует устанавливать на НПС с учетом максимального развития нефтепровода с расстоянием между ними не более 280 км. Узлы пуска-приема СОД должны предусматриваться также на лупингах и отводах протяженностью более 3 км и резервных нитках подводных переходов независимо от их протяженности.

8.2. Схемы узлов пуска-приема СОД в зависимости от их расположения на нефтепроводе должны обеспечивать различные варианты технологических операций: прием и пуск, только пуск или только прием СОД.

НПС, на которых не предусматривается пуск и прием СОД, должны иметь узлы пропуска СОД, обвязка которых позволяет осуществлять пропуск СОД как с остановкой, так и без остановки НПС.

8.3. В состав узла пуска-приема СОД должны входить:

- камеры приема и пуска СОД;

- трубопроводы, арматура и соединительные детали;

- емкость для дренажа нефти из камер приема и пуска;

- погружной насос откачки нефти из емкости;

- механизм для извлечения, перемещения и запасовки СОД;

- сигнализаторы прохождения СОД;

- приборы контроля давления.

9. Резервуары и резервуарные парки

9.1. Резервуарные парки предназначены для размещения стальных вертикальных резервуаров, с целью обеспечения нефтеперекачивающих станций необходимой емкостью.

9.2. Состав сооружений резервуарного парка.

Резервуары вертикальные стальные типа РВСП или РВСПК. Строительный номинал и количество резервуаров, определенные в соответствии с действующими нормами технологического проектирования, приведены в таблице.

Ду

Основные

Аварийного сброса

Строительный номинал тыс.м3

Количество

Строительный номинал тыс.м3

Количество

700

10

4

5

2

800

10

4

5

2

1000

20

4

10

2

1200

20

8

20

2

1200

30

4

20

2

Число резервуаров определено с учетом для обеспечения их ремонта.

9.3. Технологические трубопроводы должны обеспечивать прием в основные резервуары и откачку из них нефти, сброс нефти в резервуары аварийного сброса от предохранительных клапанов.

10. Запорная арматура.

10.1. НПС с емкостью

10.1.1. Вид арматуры и места её расстановки, класс герметичности затвора должны соответствовать данным, приведенным в табл. 10.1.

Таблица 10.1

Наименование объекта

Вид арматуры

Класс герметичности затвора

Условное давление,

МПа

1. Задвижки на входе и выходе НПС, задейс-твованные в системе общестанционных автоматических защит на закрытие

Шиберная задвижка

А

6,3

2. Нагнетательные и всасывающие линии магистральных насо-сов (агрегатные задви-жки)

Шиберная задвижка

А

7,5 (8,0)

3. Приемные (всасы-вающие) линии под-порных насосов (агре-гатные задвижки)

Клиновая, шиберная задвижка

А

1,6

4. Выкидные (нагнетательные) линии под-порных насосов (агре-гатные задвижки)

Клиновая, шиберная задвижка

А

2,5

5.Технологические трубопроводы НПС

5.1. Технологические трубопроводы резервуарного парка.

Клиновая, шиберная задвижка

А

1,6

5.2. Технологические трубопроводы на входе и выходе предохранительных клапанов узла №1 и выходе узла клапанов №2

Клиновая, шиберная задвижка

А

1,6

5.3. Участок техноло-гических трубопрово-дов между магистраль-ной и подпорной на-сосной - вход узла предохранительных клапанов №2

Клиновая, шиберная задвижка

А

2,5

5.4. Участок технологи-ческих трубопроводов – вход и выход фильт-ров-грязеуловителей.

Клиновая, шиберная задвижка

А

4,0

5.5. Участок технологи-ческих трубопроводов от насосной до задвижки на выходе НПС (включая блок регуляторов давления)

Шиберная задвижка

А

7,5 (8,0)

5.6. Вспомогательные трубопроводы НПС (нефть, масло, вода)

Клиновая задвижка, шаровой кран Ду до 250мм

А (нефть)

В (масло)

В, С (вода)

1,6

10.1.2. Количество и характеристики вспомогательной арматуры для дренажа и продувки оборудования приведены в таблице 10.2.

Таблица 10.2

№ п/п

Место установки

Всего

Назначение

Ду х Ру

Количе-ство

Примечание

1

ФГУ

8

Воздушник

25х40

3

Дренаж

150х40

3

Байпас

80х40

1

Заполнение фильтров

150х40

1

2

Предохрани-тельные клапаны №1

*2 П

Воздушник

25х40

*2п

*п – количество клапанов, определяемое проектом

3

Предохрани-тельные клапаны №2

*2п

Воздушник

32х25

*2п

4.

Магистральная насосная

16

Дренаж

57х75

8

Воздушник

22х75

8

5.

Узел продувки трубопроводов утечек и дренажа МН

2

Пропарка дренаж

32х75

1

Пропарка утечек

32х16

1

6.

Трубопровод дренажа с МНА

1

Дренаж

150х75

1

Опрессовка

150х75

1

7.

Регуляторы давления

9

Воздушник

150х75

4

Байпас

25х75

1

Дренаж

57х75

4

8.

Подпорная насосная

9

Воздушник

32х25

Дренаж выкидного трубопровода

57х25

Дренаж входного трубопровода

57х16

Охлаждение подшипников

18х25

9.

Узел продувки трубопроводов утечек и дренажа подпорной насосной

5

Пропарка дренаж

32х16

1

Пропарка утечек

32х16

1

Пропарка продукта насоса

32х16

3

10.

Резервуары для аварийного сброса

5**

Воздушник

32х16

2**

** Количество указано из расчета на 1 резервуар

Сифонные краны

32х16

1**

ЗУМПФ

150х16

1**

Для зачистки

150х16

1**

11.

Основные резервуары

6**

Воздушник

32х16

2**

Сифонные краны

80х16

2**

ЗУМПФ

150х16

1**

Для зачистки

150х16

1**

10.1.3. Количество и места отборов давления приведены в табл. 10.3.

Таблица 10.3.

Наименование сооружений

Кол-во

отборов Р

всего

в том числе

Манометры

показывающие

Датчики автоматики

1

ФГУ

7

6

1

2

Регуляторы давления

5

4

1

3

Магистральная насосная

15

8

7

4

Прием магистральной насосной

4

2

2

5.

Подпорная насосная

11

8

3

6.

Площадка предохранительных клапанов

2*

1*

1

7.

Насосы 12 НА 9х4 (ЕП)

4

2

2

ИТОГО

НПС

48

31

17

10.2 НПС без емкости

10.2.1 Вид арматуры и места ее расстановки, класс герметичности затвора должны соответствовать данным, приведенным в табл. 10.4.

Таблица 10.4

Наименование объекта

Вид арматуры

Класс герметичности затвора

Условное давление, МПа

1. Задвижки на входе и выходе НПС, задействованные в системе общестанционных автоматических защит на закрытие

Шиберная задвижка

А

6,3

2.Нагнетательные

и всасывающие линии магистральных насосов (агрегатные задвижки)

Шиберная задвижка

А

7,5(8,0)

3. Технологические трубопроводы НПС

3.1 Участок от задвижки на приеме НПС входа в основную насосную (включая ФГУ и ССВД)

Клиновая, шиберная задвижка

А

4,0

3.2 Участок технологических трубопроводов насосной и до задвижки на выходе с НПС (включая блок регуляторов давления)

Шиберная задвижка

А

7,5(8,0)

4. Вспомогательные трубопроводы НПС (нефть, масло, вода)

Клиновая задвижка, шаровой кран Ду до 250 мм

А(нефть)

В(масло)

В,С(вода)

1,6

10.2.2 Количество и характеристики вспомогательной арматуры для дренажа и продувки оборудования приведены в таблице 10.5.

Таблица 10.5.

№ п/п

Место установки

Всего

Назначение

Ду х Ру

Кол-во

Примечание

1

ФГУ горизонтальные

7

Воздушник

25х40

3

Количество может уточняться по конкретно закупаемому оборудованию

Дренаж

150х40

3

Байпас

100х40

1

2

ФГУ вертикальные

16

Воздушник

25х40

3

Дренаж

150х40

12

Байпас

100х40

1

3

ССВД

8

Дренаж

50х40

4

Воздушник

25х40

4

4

Магистральная насосная

12

Дренаж

150х75

8

Воздушник

15х75

4

5

Узел продувки трубопроводов утечек и дренажа МН

1

Пропарка

32х75

1

Продувка

32х16

1

6

Трубопровод дренажа с МНА

1

Дренаж

150х75

1

Опрессовка

150х75

1

7

Регуляторы давления

9

Воздушник

25х75

4

Байпас

100х75

1

Дренаж

100х75

4

8

Насосы откачки утечек

2

Байпас

100х40

1

Воздушник

15х75

1

10.1.5 Количество и места отборов давления приведены в табл. 10.6

Таблица 10.6

Наименование сооружений

Кол – во отборов Р всего

В том числе

Манометры показывающие

Датчики автоматики

1.

ФГУ

14

12

2

2.

Регуляторы давления

5

4

1

3.

Магистральная насосная

15

8

7

4.

Прием магистральной насосной

4

2

2

5.

Узел откачки сборников нефти от ССВД №1 и №2

4

2

2

Итого

НПС

42

28

14

studfiles.net

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *