коррозия трубопроводов отчет по практике

Отчет по практике: Коррозия, ее виды. Защита от коррозий

1 ЗАЩИТА СООРУЖЕНИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

ОТ КОРРОЗИИ. ВИДЫ КОРРОЗИИ. 3

2 ПРИМЕНЕНИЕ ИЗОЛЯЦИОННЫХ МАТЕРИАЛОВ И ПОКРЫТИЙ

ДЛЯ ЗАЩИТЫ ОТ АТМОСФЕРНОЙ И ПОЧВЕННОЙ КОРРОЗИИ 8

2.1 Защита подземных и наземных (в насыпях) трубопроводов от почвенной коррозии 8

2.2 Защита надземных трубопроводов от атмосферной коррозии 11

3 ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ БЛУЖДАЮЩИХ ТОКОВ 13

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 17

Трубопроводы и оборудование в процессе эксплуатации подвергаются процессу коррозии.

Коррозия металлических сооружений наносит большой материальный и экономический ущерб. Она приводит к преждевременному износу агрегатов, установок, линейной части трубопроводов, сокращает межремонтные сроки оборудования, вызывает дополнительные потери транспортируемого продукта.

При подземной прокладке стальные трубопроводы подвергаются почвенной коррозии. В грунтах почти всегда содержатся соли, кислоты, щелочи и органические вещества, которые вредно действуют на стенки стальных труб. В некоторых случаях такая коррозия может вызвать очень быстрое появление сквозных свищей в металле трубы и этим вывести трубопровод из строя, такие разрушения происходят особенно часто в трубопроводах, уложенных без достаточной защиты от коррозии.

Успешная защита трубопроводных систем от коррозии может быть осуществлена при своевременном обнаружении коррозионных разрушений, определении их величины и выборе защитных мероприятий. В начальный период эксплуатации состояние трубопровода определяется качеством проектирования и строительства. Влияние этих факторов уменьшается во времени и доминирующее значение приобретают условия работы трубопровода.

1 ЗАЩИТА СООРУЖЕНИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ. ВИДЫ КОРРОЗИИ.

Линейная часть магистральных нефтепроводов сооружается в основном в подземном исполнении.

Подземные стальные трубопроводы в той или иной степе­ни подвержены коррозии. Коррозия — это разрушение ме­таллических поверхностей под влиянием химического или электрохимического воздействия окружающей среды.

Классификация коррозийных процессов приведена на рис.1

Рис. 1 – Классификация коррозийных процессов

Под­земные нефтепроводы могут подвергаться коррозии под воз­действием почвы, блуждающих токов и переменного тока электрифицированного транспорта. Почвенная коррозия под­разделяется на химическую и электрохимическую. Химичес­кая коррозия обусловлена действием на металл различных газов и жидких неэлектролитов. Эти химические соединения, действуя на металл, образуют на его поверхности пленку, состоящую из продуктов коррозии. При химической корро­зии толщина стенки нефтепровода уменьшается равномерно, т.е. практически не возникают сквозные повреждения труб. Химической коррозии в большей степени подвергаются вну­тренние стенки нефтепровода. Это происходит из-за непол­ного заполнения трубы продуктом, при частичном опорож­нении трубопровода или возникновении такого режима ра­боты нефтепровода, при котором даже без остановки пере­качки не происходит полного заполнения сечения трубы. В образовавшиеся полости выделяются растворенные в нефти пары воды и сероводорода, которые являются мощными кор­розионными агентами. На пониженных участках образуются застойные зоны из осажденной воды, которая вызывает так называемую строчную коррозию нижней части стенки трубы.

В условиях магистральных трубопроводов наиболее распространена электрохимическая коррозия — окисление металлов в электропроводных средах, сопровождающееся образованием электрического тока.

Термин “электрохимическая коррозия” объединяет корро­зионные процессы следующих видов:

коррозия в электролитах — коррозия металлов в жидких средах, проводящих электрический ток (вода, растворы кис­лот, щелочей, солей);

почвенная коррозия — коррозия подземных металличес­ких сооружений под воздействием почвенного электролита;

электокоррозия — коррозия металлических сооружений под воздействием блуждающих токов;

атмосферная коррозия — коррозия металлов в атмосфере воздуха или другого газа, содержащего пары воды;

биокоррозия — коррозия, вызванная жизнедеятельностью микроорганизмов, вырабатывающих вещества, ускоряющие коррозионные процессы;

контактная коррозия — коррозия металлов в присутствии воды, вызванная непосредственным контактом двух металлов.

Процесс коррозии начинается с поверхности металличес­кого сооружения и распространяется вглубь его. Под действием электрохимической коррозии в теле трубы образуются местные каверны и сквозные отверстия. Поэтому этот вид коррозии является более опасным, чем химическая коррозия.

Различают сплошную и местную коррозию. В первом слу­чае продуктами коррозии покрыта вся поверхность, находя­щаяся в контакте с коррозионной средой. Сплошная корро­зия может быть равномерной, протекающей с одинаковой скоростью по всей поверхности, и неравномерной, протека­ющей с неодинаковой скоростью на различных участках поверхности металла (например, коррозия углеродистой стали в морской воде).

Местная коррозия — это окисление металла на отдельных участках металлической поверхности. Она может быть сле­дующих видов (рис.2 ):

— пятнами с глубиной повреждения много меньшей его диаметра;

— язвенная с глубиной повреждения примерно равной его диаметру;

— точечная с глубиной повреждения много большей его диаметра;

— подповерхностная, при которой коррозионный процесс идет под слоем неповрежденного металла;

— структурно-избирательная, при которой разрушается ка­кой-то один компонент сплава;

— межкристаллитная, при которой коррозионное разруше­ние имеет место на границе между кристаллами;

— коррозионное растрескивание, при котором коррозионно-механическое воздействие приводит к образованию трещин в металле.

Очевидно, что местная коррозия более опасна, чем сплошная.

Рис. 2 – Виды местной коррозии

а – пятнами,б – язвенная, в – точечная, г – подповерхностная, д – структурно-избирательная, е – межкристаллитная, ж – коррозийное растрескивание

Коррозионный процесс разрушения металла под изоляционным покрытием протекает очень медленно и для подзем­ных трубопроводов не представляет практической опасности. В зоне отслаивания изоляционного покрытия коррозирование металла протекает также слабо; наиболее сильно корро­зия развивается в дефекте покрытия.

Коррозию наружной стенки трубы в зоне дефекта изоля­ционного покрытия можно разделить на три области: максимальной коррозии, резкого уменьшения коррозии и посте­пенного снижения эффективности коррозионного процесса. Первый участок имеет площадь, определяемую 1-2 диаметрами дефекта изоляционного покрытия; второй распространяется не более чем на 2-3 диаметра дефекта; третий занимает всю зону отслаивания изоляционного покрытия. Интен­сивность коррозии металла в зоне дефекта зависит от раз­мера дефекта, вида покрытия и коррозионной среды.

Анализ отказов отечественных МН показывает, что отка­зы нефтепроводов из-за наружной коррозии составляют 30-35 % от общего их числа.

Подземная коррозия магистральных нефтепроводов наносит большой ущерб, приводя к их преждевременному изно­су, сокращению межремонтных периодов, авариям и поте­рям нефти. Поэтому защита нефтепроводов от подземной коррозии является важной народнохозяйственной задачей.

Магистральные нефтепроводы защищают от коррозии двумя способами:

а) наложением на поверхность нефтепровода изолирую­-
щих покрытий;

б) электрическими методами.

Для выбора способа защиты подземных нефтепроводов от коррозии необходимо определить коррозионную актив­ность грунта и характер распространения блуждающих токов вдоль трассы нефтепровода.

Основной способ защиты нефтепроводов от коррозии — качественная, надежная наружная изоляция.

2 ПРИМЕНЕНИЕ ИЗОЛЯЦИОННЫХ МАТЕРИАЛОВ И ПОКРЫТИЙ ДЛЯ ЗАЩИТЫ ОТ АТМОСФЕРНОЙ И ПОЧВЕННОЙ КОРРОЗИИ

Изоляционные покрытия, применяемые на трубопроводах, должны удовлетворять следующим основным требованиям:

• обладать высокими диэлектрическими свойствами;

• обладать хорошей адгезией (прилипаемостью) к металлу трубопровода;

• обладать высокой механической прочностью и эластичностью; высокой биостойкостью;

• быть термостойкими (не размягчаться под воздействием высоких температур и не становиться хрупкими при низких);

• конструкция покрытий должна быть сравнительно простой, а технология их нанесения — допускать возможность механизации.

Материалы, входящие в состав покрытия, должны быть недефицитными, а само покрытие — недорогим, долговечным.

2.1 Защита подземных и наземных (в насыпях) трубопроводов от почвенной коррозии

Почвенная коррозия вызывает самые большие разрушения трубопроводов, до сквозных разъединений стен.

Защита от почвенной коррозии делится на пассивную и активную.

Под пассивной защитой понимается изоляция поверхности трубопровода от земли разными материалами. Активная за­щита имеет целью устранение обстоятельств, вызывающих коррозию трубопроводов. Для этого стараются перенести процесс коррозии с трубопровода на заземляющие устройства.

Изоляционные покрытия из полимерных липких лент или битумных мастик следует наносить на трубо­провод в трассовых условиях, как правило, при совме­щенном методе изоляционно-укладочных работ.

Нанесение изоляционных покрытий на влажную или запыленную поверхность огрунтованного трубопровода, а также производство очистных работ во время снего­пада, дождя, тумана, сильного ветра, пылевой бури не допускаются.

Температурные пределы нанесения грунтовок и покрытий из полимерных лент, а также требования к нагреву изолируемого трубопровода и ленты при нане­сении должны соответствовать требованиям технических условий на данный вид ленты.

Битумные мастики следует наносить на трубо­провод с учетом температуры воздуха в соответствии с табл. 1.

В случае применения битумных мастик при бо­лее низкой, чем указано в табл. 1 температуре (но не ниже минус 30° С), изоляционно-укла­дочные работы следует производить только по совме­щенному методу, подогревая трубопровод до положи­тельных температур, но не выше температур, указанных в этой таблице для применяемой мастики, и предохра­няя его от охлаждения путем немедленной засыпки грун­том после укладки на дно траншеи.

Битумные мастики следует изготовлять в заводских условиях; в трассовых условиях их разогревают и котлах до температуры не выше плюс 200°С, постоян­но перемешивая.

Изготовление битумных мастик в полевых ус­ловиях допускается, в виде исключения, в битумоплавильных установках или передвижных котлах, оборудо­ванных устройствами для механического перемешивания.

Состав битумных мастик и область их применения должны соответствовать ГОСТам на эти мастики и тре­бованиям главы СНиП по проектированию магистраль­ных трубопроводов.

Доставку разогретой битумной мастики к месту производства изоляционных работ следует осуществлять битумовозами, оборудованными подогревательными устройствами. Не допускается хранение битумной мас­тики в разогретом виде с температурой плюс 190—200°С более одного часа и с температурой плюс 160—180°С более трех часов.

В случае образования на поверхности трубопро­вода влаги (в виде росы или инея) грунтовку и изоля­ционные покрытия следует наносить только после пред­варительной просушки трубопровода сушильными уст­ройствами, исключающими возможность образования копоти и других загрязнений на трубопроводе.

Армирующие и оберточные рулонные матери­алы наносят одновременно с изоляцией путем намотки по спирали (той же изоляционной машиной) с нахлестом витков не менее 3 см без гофр, морщин и складок. Нахлест концов обертки должен быть 10—15 см.

Нахлест смежных витков полимерной ленты при однослойной намотке должен быть не менее 3 см. Для получения двухслойного покрытия наносимый виток должен перекрывать уложенный на 50 % его ширины плюс 3 см.

Крановые узлы, отводы, тройники, катодные выводы, задвижки и т.п. следует изолировать покрытия­ми, установленными проектом:

на подземной части и не менее 15 см над землей— битумными мастиками или полимерными липкими лентами;

на надземной части — покрытиями, применяемыми для защиты трубопровода от атмосферной коррозии

2.2 Защита надземных трубопроводов от атмосферной коррозии

При защите надземных трубопроводов от атмос­ферной коррозии жировые смазки следует наносить при температуре не выше 40°С для ВНИИСТ-2 и 60°С для ВНИИСТ-4. Перед нанесением покрытия в смазку сле­дует добавлять 15—20% (по массе смазки) алюминие­вой пудры. Толщина покрытия поверхности трубы жи­ровой смазкой должна быть в пределах 0,2—0,5 мм. Слой смазки наносят, как правило, при помощи машин и приспособлений.

Цинковые и алюминиевые покрытия (метал­лизация) наносят на трубы в стационарных условиях, в трассовых условиях покрывают стыковые соединения труб и места повреждений изоляции.

Лакокрасочные покрытия на трубопроводы сле­дует наносить при температуре окружающего воздуха не ниже 5°С.

Очищенную поверхность перед окраской необходимо обезжиривать бензином, ацетоном или уайтспиритом.

Лакокрасочные покрытия следует наносить не менее чем в 2 слоя в соответствии с проектом по грун­товке, нанесенной в 2—3 слоя. Каждый последующий слой грунтовки, краски, эмали, лака необходимо нано­сить после просушки предыдущего слоя.

Качество изоляционных покрытий магистраль­ных трубопроводов должен проверять подрядчик в при­сутствии представителя технадзора заказчика по мере их нанесения, перед укладкой и после укладки трубо­провода в траншею.

Выявленные дефекты в изоляционном покрытии, а также повреждения изоляции, произведенные во время проверки ее качества, должны быть исправлены.

3 ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ БЛУЖДАЮЩИХ ТОКОВ

Блуждающий ток – это электрический ток, появляющийся в некоторых грунтах от дисперсии электрифицированных, например, железнодорожных (трамвайных) путей, где рельсы выполняют роль возвратных проводников питающих подстанций. Другим источником блуждающего тока может быть заземление электрического промышленного оборудования. Как правило, это ток большой силы, и воздействует он в первую очередь на трубопровод, отличающийся хорошей проводимостью (в частности, со сварными соединениями). Такой ток поступает в трубу в определенной точке, играющей роль катода, и, преодолев более или менее продолжительный отрезок трубопровода, выходит в другой точке, выступающей в качестве анода. Происходящий при этом электролиз и дает коррозию металла. Прохождение тока на участке от катода до анода вызывает переход железосодержащих частиц в раствор и со временем может привести к истончению и в конечном итоге перфорации трубы. Повреждение тем существенней, чем выше сила проходящего тока. Коррозийное действие блуждающего тока, безусловно, более разрушительно, чем действие коррозийных батарей, образующихся вследствие агрессивности почвы.

Наиболее эффективным способом защиты от блуждающих токов является электродренажная защита. Суть методики следующая: в определенной точке трубопровод посредством специального кабеля, имеющего низкое электрическое сопротивление, подключается непосредственно к источнику блуждающего тока (например, к подстанции или железнодорожному пути). Подключение необходимо соответствующим образом поляризовать (при помощи однонаправленных переходников) таким образом, чтобы ток всегда шел в направлении от трубопровода к источнику дисперсии. Электрический дренаж требует строгого соблюдения сроков регламентных осмотров, тщательной наладки и регулярной проверки.

Применяют прямой, поляризованный и усиленный дренажи.

Прямой электрический дренаж — это дренажное устройство двусторонней проводимости. Схема прямого электрического дренажа включает в себя: реостат, рубильник, плавкий предохранитель и сигнальное реле. Сила тока в цепи «трубопровод-рельс» регулируется реостатом. Если величина тока превысит допустимую величину, то плавкий предохранитель сгорит, ток потечет по обмотке реле, при включении которого срабатывает звуковой или световой сигнал.

Прямой электрический дренаж применяется в тех случаях, когда потенциал трубопровода постоянно выше потенциала рельсовой сети, куда отводятся блуждающие токи. В противном случае дренаж превратится в канал для натекания блуждающих токов на трубопровод.

Поляризованный электрический дренаж — это дренажное устройство, обладающее односторонней проводимостью. От прямого дренажа поляризованный отличается наличием элемента односторонней проводимости (вентильный элемент) ВЭ. При поляризованном дренаже ток протекает только от трубопровода к рельсу, что исключает натекание блуждающих токов на трубопровод по дренажному проводу.

Усиленный дренаж применяется в тех случаях, когда нужно не только отводить блуждающие токи с трубопровода, но и обеспечить на нем необходимую величину защитного потенциала. Усиленный дренаж представляет собой обычную катодную станцию, подключенную отрицательным полюсом к защищаемому сооружению, а положительным — не к анодному заземлению, а к рельсам электрифицированного транспорта.

Сооружение устройств электрохимической защиты отличается широким фронтом работ, растянутым на многокилометровой трассе магистрального трубопровода, наличием труднопроходимых для колесного транспорта участков, а также многочисленностью строительно-монтажных операций.

Эффективная работа электрохимической защиты возможна только при высоком качестве монтажа всех конструктивных элементов. Для этого требуются научно обоснованная организация работ, максимальная механизация и высокая квалификация строительно-монтажных рабочих. Так как для защиты трубопроводов применяется ограниченное число типов установок, а элементы электрохимической защиты являются в основном типовыми, следует производить предварительную заготовку основных монтажных узлов и блоков в заводских условиях.

Для сооружения электрохимической защиты магистральных трубопроводов от коррозии применяются средства и установки катодной, электродренажной, протекторной защиты, электрические перемычки, контрольно-измерительные пункты и конструктивные узлы типовых проектов.

Трубопроводы и оборудование в процессе эксплуатации подвергаются процессу коррозии.

Под коррозией (от позднелат. corrosio — разъединение) металла понимают процесс самопроизвольного окисления, приводящий к разрушению металла под воздействием окружающей среды. Коррозия в зависимости от механизма реакций, протекающих на поверхности металла, подразделяются на химическую и электрохимическую.

При длительной эксплуатации трубопроводов, защищенных только изоляционным покрытием, возникают сквозные коррозионные повреждения уже через 5—8 лет после укладки трубопроводов в грунт вследствие почвенной коррозии, так как изоляция со временем теряет прочностные свойства и в ее трещинах начинаются интенсивные процессы наружной электрохимической коррозии.

Коррозия трубопроводов — процесс неизбежный. Однако человек, вооруженный знанием механизма коррозии, может затормозить его таким образом, чтобы обеспечить сохранение работоспособности трубопроводов в течение достаточно длительного времени.

Защита трубопроводов от коррозии может быть активной и пассивной. К активным средствам защиты трубопроводов от наружной коррозии относятся электрические методы, катодная и протекторная защита. При пассивной защите на наружную поверхность трубопроводов наносят покрытия и изоляцию, при активной — устраняют причины, вызывающие коррозию.

На практике применяется сочетание пассивных и активных методов защиты.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Жук Н.П. Курс теории коррозии и защиты металлов. М., 1976.

2. Коршак А.А., Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов. СПб.: Недра, 2008. – 488 с.

3. Мустафин Ф.М., Кузнецов М.в., Быков Л.И. Защита от коррозии. Т. 1. Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2004. – 806 с.

4. Нефтегазовое строительство / Под ред. И.И. Мазура, В.Д. Шапиро. М.: Недра, 2005. – 790 с.

5. Семенова И.В., Флорианович Г.М., Хорошилов А.В. Коррозия и защита от коррозии. М., 2006. – 306 с.

6. Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов. М.: Инфра-Инженерия, 2006. – 928 с.

Источник

Коррозия трубопроводов отчет по практике

СКАЧАТЬ: otchet.zip [5,66 Mb] (cкачиваний: 600)

Кафедра транспорта и хранения нефти и газа

По производственной практике, проходившей в АРНУ ОАО «СЗМН» НПС-3

25 июня – ознакомление системой и технологией транспортировки нефти на

26 июня – ознакомление с насосными цехами и его оборудованиями.

27 июня – ознакомление с резервуарным парком.

28 июня – ознакомление с технологией зачистки резервуаров от донных

1 июля – ознакомление с системой пожаротушения и охлаждения.

2 июля – ознакомление с технологией уменьшения потерь нефти от испарения.

3 июля – ознакомление с системой улавливания легких фракций.

4 июля – ознакомление с нефтенасосной №1

5 июля – ознакомление с нефтенасосной №2

8 июля – ознакомление с системой смазки.

9 июля – ознакомление с системой вентиляции.

10 июля – ознакомление с системой охлаждения.

11 июля – ознакомление с приборами контроля и сигнализации.

12 июля – ознакомление с системой коррозионной защиты.

Топливно-энергетический комплекс – основа развития всех отраслей экономики России. Важнейшим ее элементом является система магистральных трубопроводов для транспорта нефти, газа и продуктов их переработки. Географическое расположение месторождений нефти и газа в России и их потребителей ставит трубопроводный транспорт на первое место среди всех остальных видов. Только трубопроводный транспорт способен гарантировать бесперебойную и равномерную поставку значительных грузопотоков нефти, газа, и нефтепродуктов, обеспечивая при этом наименьшие экономические затраты. Немаловажным является и то, что трубопроводный транспорт при правильной безаварийной эксплуатации – экологически чистый.
Роль трубопроводного транспорта в системе нефтяной и газовой промышленности чрезвычайно велика. Для нефти трубопроводный транспорт является основным видом транспорта в нашей стране. Характерной чертой трубопроводного транспорта является высокий уровень и ускоряющиеся темпы развития. В настоящее время в стране сформированы мощные нефтепроводные системы. Трубопроводный транспорт нефти наиболее экономичен, экологически безопасен, легко автоматизируется. Этими преимуществами перед другими видами транспорта и объясняется его интенсивное развитие. Система магистральных нефтепроводов в России, созданная в 1960–1970 годах, была ориентирована на работу в централизованной плановой экономике по технологическому принципу, причем нефтедобыча и нефтепереработка были экономически разделены, а нефтепроводный транспорт выполнял функцию посредника между ними – покупая и продавая нефть по установленным ценам. С развитием рыночных отношений появилась необходимость перехода (1992 г.) на тарифную систему оплаты за услуги нефтепроводного транспорта.
Требования к нефтепроводному транспорту в изменившихся условиях становятся качественно новыми, под которые система магистральных нефтепроводов не проектировалась технологически, так как в основном ориентировалась на поставку нефти по интегрированным показателям качества в одном потоке с учетом их смешения.
Современные магистральные трубопроводы представляют собой самостоятельные транспортные предприятия, оборудованные комплексом головных, промежуточных перекачивающих насосных станций большой мощности с необходимыми производственными и вспомогательными сооружениями.

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Общая характеристика нефтепровода
1.1.1 Характеристика линейной части
Нефтепровод Набережные Челны-Альметьевск предназначен для поставки татарской сернистой нефти, поступающей на НПС-3 с НГДУ «Иркеннефть», НГДУ «Джалильнефть» и НГДУ «Азнакаевнефть», а также удмуртской сернистой нефти, принятой на НПС «Набережные Челны» от НГДУ «Прикамнефть», на Нижнекамский нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).
Проектная пропускная способность составляет 10 млн. т/год, фактическая 7 млн. т /год.
Основные характеристики перекачиваемой нефти представлены в таблице 1.1.

К линейным сооружениям относятся: собственно трубопровод, линейная арматура, предназначенная для перекрытия линейных участков трубопровода при авариях и ремонте, камеры приёма и пуска средств очистки и диагностики (КПП СОД), станции катодной защиты (СКЗ) и протекторной защиты, линии электропередачи, предназначенные для питания вспомогательных систем трубопровода, переходы через водные препятствия, железные и автодороги, а также дома обходчиков, линии связи, аварийно-восстановительные пункты, грунтовые дороги, сооружаемые вдоль трассы трубопровода, вертолётные площадки.
Нефтепровод «Набережные Челны – Альметьевск» проложен в одном техническом коридоре с линиями технологической связи и вдольтрассовой линии электроснабжения.
Трасса нефтепровода проходит по пересечённой местности. Резервные нитки отсутствуют.
Климатические характеристики местности пролегания трассы представлены в таблице 1.2.

1.2 Характеристика НПС-3 «Альметьевск»

1.2.3 Генеральный план перекачивающей станции
Генеральный план перекачивающей станции содержит комплексное решение вопросов 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.
При выборе мест расположения перекачивающей станции учитывалась необходимость рационального и комплексного использования энергетических ресурсов, систем тепло- и водоснабжения, канализационных и очистных сооружений, общественного строительства района. Площадка под станцию выбиралась в соответствии с проектом планировки и застройки района строительства. Выбор обосновывался сравнением технико-экономических данных различных вариантов размещения станций на других площадках этого района. Площадка по возможности приближена к существующим дорогам и отвечает следующим основным требованиям.
Особое внимание уделено обеспечению нормальных гидрогеологических условий площадки и удобствам эксплуатации подземных коммуникаций. Размеры площадки приняты минимально необходимые с учетом рациональной плотности застройки без излишних резервных площадей и увеличения разрыва между зданиями. Конфигурация площадки обеспечивает расположение зданий и сооружений в соответствии с производственным процессом. При выборе площадки учтено возможное расширение станции.
здания административно-хозяйственного назначения располагаются со стороны наибольшего движения автотранспорта;
здания и сооружения с производствами повышенной пожарной опасности, в том числе котельную, располагаются с подветренной стороны по отношению к другим зданиям;
здания вспомогательного производства размещены по соседству с основными зданиями и сооружениями;
здания бытовых помещений располагаются ближе к проходным;
энергообъекты приближены к основным потребителям, для уменьшения протяженности тепло-, газо- и паропроводов и электролиний;
производственные сооружения с большими статическими нагрузками (например резервуарные парки) размещены на участках с однородными грунтами, допускающими наибольшие нагрузки на основания фундаментов.
При разработке генерального плана, предусматривалась возможность выполнения строительных и монтажных работ современными методами с применением строительных машин новых конструкций.
Открытые распределительные подстанции, узлы подключений и камеры переключений, площадки фильтров и другие сооружения размещены на открытых площадках.
При размещении зданий и сооружений учтены стороны света и преобладающее направление ветров, для обеспечения наиболее благоприятных условий естественного освещения, проветривания помещений, борьбы со снежными заносами. Места для забора наружного воздуха системами приточной вентиляции выбраны в зонах наименьшего его загрязнения.
Проезды на территории обеспечивают удобное и кратчайшее сообщение между сооружениями, а также свободный подъезд пожарных автомашин к зданиям насосных и резервуарному парку.

1.2.4 Технологическая схема НПС
При проектировании технологической схемы перекачивающей станции предусмотрена возможность как последовательной, так и параллельной работы основных агрегатов.
При разработке технологической схемы учитывалась возможность выполнения всех предусмотренных проектом технологических операций при минимальном количестве монтируемой запорной и регулирующей арматуры и соединительных деталей, а также обеспечение минимальной протяженности технологических трубопроводов. Основными узлами технологической схемы являются обвязка подпорных и основных насосов, площадка фильтров и счетчиков, обвязка резервуаров, и узел подключения станции к магистральному трубопроводу, который совмещается с камерой приема и пуска скребка.

№ Наименование показателя Единицы измерения Предельные значения
Мин. Макс.
1 Плотность при 20 оС кг/м3 896,1 899,2
2 Содержание воды % 0,16 0,60
3 Содержание солей мг/л 191 700
4 Содержание мехпримесей % 0,0052 0,0124
5 Массовая доля серы % 3,15 3,89
6 Кинематическая вязкость (при 50°С) сСт 13,8 21,5
7 Содержание парафина % не определяется
8 Упругость паров кПа 23,7 43,2

Технологический процесс перекачки осуществляется согласно утвержденным технологическим картам нефтепровода и технологическим режимам перекачки. Основной схемой технологического процесса перекачки нефти НПС с емкостью является перекачка с «подключенными резервуарами» или «через резервуары».

Маслобак предназначен для размещения масла, подаваемого в систему маслоснабжения. Бак представляет собой емкость сварной конструкции. На крышке бака имеется воздушник для вентиляции полости. Внутри бака имеются перегородки для уменьшения пенообразования. Дно бака имеет уклон в одну сторону для улучшения условий опорожнения и очистки. Слив отстоя производится через пробно-спускной кран. В нижней части бака имеются лапы для крепления к фундаменту и крюки для подъема.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
магистральный нефтепровод станция
Для создания и поддержания в трубопроводе напора, достаточного для обеспечения транспортировки нефти, необходимы нефтеперекачивающие станции. Основное назначение каждой нефтеперекачивающей станции состоит в том, чтобы забрать нефть из сечения трубопровода с низким напором, с помощью насосов увеличить этот напор и затем ввести нефть в сечение трубопровода с высоким напором. Основными элементами НПС являются насосные агрегаты, резервуары, системы подводящих и распределительных трубопроводов, узлы учета, устройства приема и пуска очистных устройств и поточных средств диагностики, а также системы смазки, вентиляции, отопления, энергоснабжения, водоснабжения, автоматики, телемеханики и т.п.
За время прохождения практики обязанности и поручения выполнены в полной мере. Были освоены характеристики предприятия, ознакомлены с резервуарным парком, насосными станциями, технологическими трубопроводами, системами водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации, пожаротушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, АСУ, связи.

Источник