Проектирование магистрального нефтепровода и расчет его основных характеристик на участке "Орловка-Анжеро-Судженск"

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 08 Мая 2013 в 15:58, курсовая работа

Описание работы

Степень надежности трубопроводов во многом определяет стабильность обеспечения регионов России важнейшими топливно-энергетическими ресурсами. Одним из путей решения проблемы повышения надежности газонефтепроводов является использование новых эффективных научно - обоснованных технологий строительства и ремонта трубопроводных систем. Основной особенностью строительства и ремонта трубопроводов является разнообразие природно-климатических и гидрологических характеристик местности вдоль трассы, что требует значительного разнообразия конструктивных и технологических решений при прокладке и эксплуатации линейной части трубопроводов.

Содержание работы

Введение 4
1.Нормы инженерного проектирования 5
1.1. Выбор категории магистральных нефтепроводов 5
1.2 Основные требования к трассе нефтепровода 8
1.3 Конструктивные требования к нефтепроводам 17
1.4 Подземная прокладка нефтепроводов 21
1.5 Защита нефтепровода от коррозии 25
1.6 Материалы и изделия для строительства магистрального нефтепровода 32
1.7 Испытание нефтепроводов 43
2. Основные показатели магистрального нефтепровода 49
2.1 Состав расчетов 49
2.2 Расчет толщины стенки трубопровода 50
2.3 Проверка на прочность подземного трубопровода в продольном направлении 52
2.4 Проверка на предотвращение недопустимых пластических деформаций (по 2 условиям) 53
2.5 Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении 54
3. Гидравлический расчет нефтепровода 59
3.1.Исходные данные для гидравлических расчетов. 59
3.2 Определение длины нефтепровода 61
3.3 Определение расчетной пропускной способности 61
3.4 Расчет диаметра нефтепровода 62
3.5 Построение эпюры рабочих давлений 63
3.6 Определение расчетной вязкости, плотности и температуры перекачиваемой нефти 63
3.7 Определение количества насосных станций и их размещение 64
3.8 Нефтеперекачивающие станции 65
3.9 Расчет переходных процессов 68
3. 10 Система защит по давлению, обеспечивающая безопасную эксплуатацию нефтепровода 68
3.11 Определение границ и протяженности технологических участков, количества и вместимости резервуарных парков. 70
4. Определение объема резервуарных парков магистральных нефтепроводов 71
Схема расстановки насосных станций по трубопроводу 73
Схема расстановки насосных станций по трубопроводу с лупингами 74
Список использованной литературы 75

Скачать архив (1.23 Мб) Сколько стоит заказать работу?

Файлы: 1 файл

курсовая.docx

— 1.29 Мб (Скачать файл)

1.2.7 Основным принципом использования вечномерзлых грунтов в качестве основания для нефтепроводов и их сооружений является принцип, при котором вечномерзлые грунты основания должны использоваться в мерзлом состоянии, сохраняемом в процессе строительства и в течение всего заданного периода эксплуатации нефтепровода.

1.2.8 Расстояния от оси нефтепроводов до населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений должны приниматься в зависимости от диаметра нефтепроводов, степени ответственности объектов и необходимости обеспечения их безопасности, но не менее значений, указанных в таблице 4.

1.2.9 Расстояния от НПС нефтепроводов, до населенных пунктов,

промышленных предприятий, зданий и сооружений следует принимать в зависимости от категории нефтеперекачивающих насосных станций и необходимости обеспечения их безопасности, но не менее значений, указанных в таблице 5. Категории НПС надлежит принимать:

I — при емкости резервуарного парка свыше 100 000 м3:

II — при емкости резервуарного парка свыше 20000 до 100 000 м3 включ.;

III — при емкости резервуарного парка до 20000 м3 и НПС без резервуарных парков. [1]

Таблица 4

	Минимальные расстояния, м, от оси
	газопроводов									нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
Объекты, здания и	класса
сооружения	I						II			IV	III	II	I
	условным диаметром, мм
	300 и менее	св. 300 до 600	св. 600 до 800	св. 800 до 1000	св. 1000 до 1200	св. 1200 до 1400		300 и менее	св. 300	300 и менее	св. 300 до 500	св. 500 до 1000	св. 1000 до 1400
1	2	3	4	5	6	7		8	9	10	11	12	13
1. Города и другие населенные пункты; коллективные сады с садовыми домиками, дачные поселки; отдельные промышленные и сельскохозяйственные предприятия; тепличные комбинаты и хозяйства; птицефабрики; молокозаводы; карьеры разработки полезных ископаемых; гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на количество автомобилей свыше 20; отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей (школы, больницы, клубы, детские сады и ясли, вокзалы и т.д.) ; жилые здания 3-этажные и выше; железнодорожные станции; аэропорты; морские и речные порты и пристани; гидроэлектростанции; гидротехнические сооружения морского и речного транспорта I-IV классов; очистные сооружения и насосные станции водопроводные, не относящиеся к магистральному трубопроводу, мосты железных дорог общей сети и автомобильных дорог I и II категорий с пролетом свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению); склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и газов с объемом хранения свыше 1000 м³; автозаправочные станции; мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии технологической связи трубопроводов, мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии связи Министерства связи России и других ведомств: телевизионные башни	100	150	200	250	300	350		75	125	75	100	150	200
2. Железные дороги общей сети (на перегонах) и автодороги I-III категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод; отдельно стоящие: жилые здания 1—2-этажные; садовые домики, дачи; дома линейных обходчиков; кладбища; сельскохозяйственные фермы и огороженные участки для организованного выпаса скота; полевые станы	75	125	150	200	225	250		75	100	50	50	75	100
3. Отдельно стоящие нежилые и подсобные строения; устья бурящихся и эксплуатируемых нефтяных, газовых и артезианских скважин; гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на 20 автомобилей и менее; канализационные сооружения; железные дороги промышленных предприятий; автомобильные дороги III-п, IV, IV-п и V категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод	30	50	100	150	175	200		30	50	30	30	30	50
4. Мосты железных дорог промышленных предприятий. автомобильных дорог III, III-п, IV, IV-п категорий с пролетом свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению)	75	125	150	200	225	250		75	125	75	100	150	200
5. Территории НПС, КС, установок комплексной подготовки нефти и газа, СПХГ, групповых и сборных пунктов промыслов, промысловых газораспределительных станций (ПГРС), установок очистки и осушки газа	75	125	150	200	225	250		75	125	30	30	50	50
6. Вертодромы и посадочные площадки без базирования на них вертолетов	50	50	100	150	175	200		50	50	50	50	50	50
7. При прокладке подводных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов выше по течению:
от мостов железных и автомобильных дорог, промышленных предприятий и гидротехнических сооружений	-	-	-	-	-	-		-	-	300	300	300	500
от пристаней и речных вокзалов	-	-	-	-	-	-		-	-	1000	1000	1000	1500
от водозаборов	-	-	-	-	-	-		-	-	3000	3000	3000	3000
8. Территории ГРС, автоматизированных газораспределительных станций (АГРС), регуляторных станций, в том числе шкафного типа, предназначенных для обеспечения газом:
а) городов; населенных пунктов; предприятий; отдельных зданий и сооружений; других потребителей	50	75	100	125	150	175		50	75	-	-	-	-
б) объектов газопровода (пунктов замера расхода газа, термоэлектрогенераторов и т.д.)	25	25	25	25	25	25		25	25	-	-	-	-
9. Автоматизированные электростанции с термоэлектрогенераторами; аппаратура связи, телемеханики и автоматики	Не менее 15 от крайней нитки
10. Магистральные оросительные каналы и коллекторы, реки и водоемы, вдоль которых прокладывается трубопровод; водозаборные сооружения и станции оросительных систем	25	25	25	25	25	25		25	25	75	100	150	200
11*. Специальные предприятия, сооружения, площадки, охраняемые зоны, склады взрывчатых и взрывоопасных веществ, карьеры полезных ископаемых, добыча на которых производится с применением взрывных работ, склады сжиженных горючих газов	В соответствии с требованиями специальных нормативных документов , утвержденных в установленном порядке , и по согласованию с органами государственного надзора, министерствами и ведомствами, в ведении которых находятся указанные объекты
12. Воздушные линии электропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывается трубопровод; воздушные линии электропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывается трубопровод в стесненных условиях трассы; опоры воздушных линий электропередачи высокого напряжения при пересечении их трубопроводом; открытые и закрытые трансформаторные подстанции и закрытые распределительные устройства напряжением 35 кВ и более	В соответствии с требованиями „Правил устройства электроустановок”, утвержденных Минэнерго СССР
13. Земляной амбар для аварийного выпуска нефти и конденсата из трубопровода	50	75	75	75	100	100		50	50	30	30	50	50
14. Кабели междугородной связи и силовые электрокабели	10	10	10	10	10	10		10	10	10	10	10	10
15. Мачты (башни) и сооружения необслуживаемой малоканальной радиорелейной связи трубопроводов, термоэлектрогенераторы	15	15	15	15	15	15		15	15	15	15	15	15
16. Необслуживаемые усилительные пункты кабельной связи в подземных термокамерах	10	10	10	10	10	10		10	10	10	10	10	10
17. Притрассовые постоянные дороги, предназначенные только для обслуживания трубопроводов	Не менее 10
*Примечания :1. Расстояния, указанные в таблице, следует принимать: для городов и других населенных пунктов —от проектной городской черты на расчетный срок 20—25 лет; для отдельных промышленных предприятий, железнодорожных станций, аэродромов, морских и речных портов и пристаней, гидротехнических сооружений, складов горючих и легковоспламеняющихся материалов, артезианских скважин — от границ отведенных им территорий с учетом их развития; для железных дорог — от подошвы насыпи или бровки выемки со стороны трубопровода, но не менее 10 м от границы полосы отвода дороги; для автомобильных дорог—от подошвы насыпи земляного полотна; для всех мостов—от подошвы конусов; для отдельно стоящих зданий и строений — от ближайших выступающих их частей. 2. Под отдельно стоящим зданием или строением следует понимать здание или строение, расположенное вне населенного пункта на расстоянии не менее 50 м от ближайших к нему зданий или сооружений. 3. Минимальные расстояния от мостов железных и автомобильных дорог с пролетом 20 м и менее следует принимать такие же, как от соответствующих дорог. 4. При соответствующем обосновании допускается сокращать указанные в гр. 3—9 таблицы (за исключением поз. 5, 8, 10, 13—16) и в гр. 2 только для поз. 1—6 расстояния от газопроводов не более, чем на 30 % при условии отнесения участков трубопроводов ко II категории со 100%-ным контролем монтажных сварных соединений рентгеновскими или гамма-лучами и не более, чем на 50 % при отнесении их к категории В, при этом указанные в поз. 3 расстояния допускается сокращать не более, чем на 30 % при условии отнесения участков трубопроводов к категории В. Указанные в поз. 1, 4 и 10 расстояния для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускается сокращать не более, чем на 30 % при условии увеличения номинальной (расчетной) толщины стенки труб на такую величину в процентах, на которую сокращается расстояние.
5. Минимальные расстояния от оси газопроводов до зданий и сооружений при надземной прокладке, предусмотренные в поз. 1, следует принимать увеличенными в 2 раза. а поз. 2—6, 8—10 и 13— в 1,5 раза. Данное требование относится к участкам надземной прокладки протяженностью свыше 150 м. 6. Расстояния до объектов, отсутствующих в данной таблице, следует принимать по согласованию с соответствующими органами Государственного надзора и заинтересованными организациями. 7. При расположении зданий и сооружений на отметках выше отметок нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускается уменьшение указанных в поз. 1, 2, 4 и 10 расстояний до 25 % при условии, что принятые расстояния должны быть не менее 50 м. 8. При надземной прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускаемые минимальные расстояния от населенных пунктов, промышленных предприятий, зданий и сооружений до оси трубопроводов следует принимать по табл. 4* как для подземных нефтепроводов, но не менее 50 м. 9. Для газопроводов, прокладываемых в лесных районах, минимальные расстояния от железных и автомобильных дорог допускается сокращать на 30 %. Позицию 10 исключить. 11. Указанные в поз. 7 минимальные расстояния от подводных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускается уменьшать до 50 % при укладке этих трубопроводов в стальных футлярах. 12. Газопроводы и другие объекты, из которых возможен выброс или утечка газа в атмосферу, должны располагаться за пределами полос воздушных подходов к аэродромам и вертодромам. 13. Знак «-» в таблице означает, что расстояние не регламентируется.

Таблица 5

	Минимальные расстояния, м
	от КС и ГРС								от НПС
Объекты, здания и сооружения	Класс газопровода								Категория НПС
	I						II
	Условный диаметр газопровода, мм
	300 и менее	св. 300 до 600	св. 600 до 800	св. 800 до 1000	св. 1000 до 1200	св. 1200 до 1400	300 и менее	св. 300	III	II	I
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1. Города и другие населенные пункты; коллективные сады с садовыми домиками, дачные поселки; отдельные промышленные и сельскохозяйственные предприятия, тепличные комбинаты и хозяйства; птицефабрики; молокозаводы; карьеры разработки полезных ископаемых; гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на количество автомобилей свыше 20; установки комплексной подготовки нефти и газа и их групповые и сборные пункты; отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей (школы, больницы, клубы, детские сады и ясли, вокзалы и т.д.) ; жилые здания 3-этажные и выше; железнодорожные станции; аэропорты; морские и речные порты и пристани; гидроэлектростанции; гидротехнические сооружения морского и речного транспорта I-IV классов; мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии технологической связи трубопроводов; мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной связи Министерства связи России и других ведомств; телевизионные башни	500 150	500 175	700 200	700 250	700 300	700 350	500 100	500 125	100	150	200
2. Мосты железных дорог общей сети и автомобильных дорог I и II категорий с пролетом свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению) ; склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и газов ; объемом хранения свыше 1000 м³; автозаправочные станции; водопроводные сооружения, не относящиеся к магистральному трубопроводу	250 150	300 175	350 200	400 225	450 250	500 300	250 100	300 125	100	150	200
3. Железные дороги общей сети (на перегонах) и автодороги I-III категорий; отдельно стоящие: жилые здания 1—2-этажные; дома линейных обходчиков; кладбища; сельскохозяйственные фермы и огороженные участки для организованного выпаса скота; полевые станы	100 75	150 125	200 150	250 200	300 225	350 250	75 75	150 100	50	75	100
4. Мосты железных дорог промышленных предприятий, автомобильных дорог III - V, III-п и IV-п категорий с пролетом свыше 20 м	125 100	150 125	200 150	250 200	300 225	350 250	100 75	150 125	100	150	200
5. Железные дороги промышленных предприятий	75 50	100 75	150 100	175 150	200 175	250 200	50 50	100 75	50	75	100
6. Автомобильные дороги III-п, IV, IV-п и Vкатегорий	75 50	100 75	150 100	175 150	200 175	250 200	50 50	100 75	20	20	50
									(но не менее 100 м от ближайшего наземного резервуара, резервуарного парка)
7. Отдельно стоящие нежилые и подсобные строения (сараи и т.п.) ; устья бурящихся и эксплуатируемых нефтяных, газовых и артезианских скважин; гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на 20 автомобилей и менее; очистные сооружения и насосные станции канализации	50 50	75 75	160 100	200 150	225 175	250 200	50 30	75 50	30	50	75
8. Открытые распределительные устройства 35, 110, 220 кВ электроподстанций, питающих КС и НПС магистральных трубопроводов и других потребителей	100	100	100	100	100	100	100	100	100	100	100
9. Открытые распределительные устройства 35, 100, 220 кВ электроподстанций, питающих КС и НПС магистральных трубопроводов	На территории КС и НПС с соблюдением взрыво- и пожаробезопасных разрывов от зданий и сооружений
10. Лесные массивы пород:
а) хвойных	50	50	50	75	75	75	50	50	50	50	50
б) лиственных	20	20	20	30	30	30	20	20	20	20	20
11. Вертодромы и посадочные площадки без базирования на них вертолетов:
тяжелых типа МИ-6, МИ-10	100	100	150	200	225	250	100	100	100	100	100
средних типа МИ-4, МИ-8	75	75	150	200	225	250	75	75	75	75	75
легких типа МИ-2, КА-26	60	75	150	200	225	250	60	60	60	60	75
(высота зданий и сооружений трубопроводов, находящихся в полосе воздушных подходов вертолетов, не должна превышать размера плоскости ограничения высоты препятствий согласно требованиям нормативных документов МГА, утвержденных в установленном порядке)
12*. Специальные предприятия, сооружения, площадки, охраняемые зоны, склады взрывчатых и взрывоопасных веществ; карьеры полезных ископаемых, добыча на которых производится с применением взрывных работ; склады сжиженных горючих газов	В соответствии с требованиями специальных нормативных документов , утвержденных в установленном порядке , и по согласованию с органами государственного надзора, министерствами и ведомствами, в ведении которых находятся указанные объекты
13. Воздушные линии электропередачи высокого напряжения	В соответствии с требованиями „Правил устройства электроустановок”, утвержденных Минэнерго СССР

2. Примечания 1 — 3 к табл. 4* распространяются и на данную таблицу. 3. Категории НПС надлежит принимать: I - при емкости резервуарного парка свыше 100 000 м³; II — при емкости резервуарного парка свыше 20 000 до 100 000 м³ включ.; III — при емкости резервуарного парка до 20 000 м³ и НПС без резервуарных парков. 4. Расстояния следует принимать: для зданий и сооружений по поз. 1 — от здания компрессорного цеха; для НПС, ГРС и зданий и сооружений по поз. 1—14 и для КС по поз. 2—14 — от ограды станций. 5. Мачты (башни) радиорелейной линии связи трубопроводов допускается располагать на территории КС и НПС, при этом расстояние от места установки мачт до технологического оборудования должно быть не менее высоты мачты. 6. Мачты (башни) малоканальной необслуживаемой радиорелейной связи допускается располагать на территории ГРС, при этом расстояние от места установки мачты до технологического оборудования газораспределительных станций должно быть не менее высоты мачты. 7. НПС должна располагаться, как правило, ниже отметок населенных пунктов и других объектов. При разработке соответствующих мероприятий, предотвращающих разлив нефти или нефтепродуктов при аварии, допускается располагать указанные станции на одинаковых отметках или выше населенных пунктов и промышленных предприятий. 8. Знак «-» в таблице означает, что расстояние не регламентируется.

1.2.13 Минимальные расстояния между одновременно прокладываемыми в одном техническом коридоре параллельными нитками трубопроводов, кроме указанных в 1.2.16, должны приниматься:- при подземной прокладке, трубопроводов - в соответствии с таблицей 6;

Таблица 6

- при надземной или комбинированной прокладке нефтепровода и газопровода в районах, указанных в 1.6.1 (за исключением горной местности), - по таблице 7;

Таблица 7

- при надземной и комбинированной прокладке нефтепроводов или нефтепровода и нефтепродуктопровода - в зависимости от условий прокладки.

1.2.14 Расстояния между параллельно строящимися и действующими трубопроводами в одном техническом коридоре (кроме районов, указанных в 1.2.16) следует принимать из условий технологии поточного строительства, обеспечения безопасности при производстве работ и надежности их в процессе эксплуатации, но не менее значений, приведенных: в таблице 7 - при надземной или комбинированной прокладке нефтепровода и газопровода, в таблице 8 - при подземной прокладке трубопроводов (для трубопроводов одинакового назначения и одинакового диаметра).

Таблица 8

1.2.15 Расстояние между параллельными нитками газопроводов и нефтепроводов и нефтепродуктопроводов при подземной прокладке необходимо предусматривать по таблице 8 как для газопроводов (за исключением случаев, приведенных в 1.2.16).

При параллельной прокладке трубопроводов разных диаметров расстояние между ними должны приниматься как для трубопровода большого диаметра.

1.2.16 Расстояния между параллельными нитками трубопроводов (при одновременном строительстве и строительстве параллельно действующему трубопроводу), прокладываемых в одном техническом коридоре в районах Западной Сибири и Крайнего Севера в грунтах, теряющих при оттаивании несущую способность (в многолетнемерзлых грунтах), следует принимать из условий технологии поточного строительства, гидрогеологических особенностей района, обеспечения безопасности при производстве работ и надежности трубопроводов в процессе эксплуатации, но не менее:

- между нефтепроводами, и нефтепроводами и нефтепродуктопроводами - согласно 1.2.13 и 1.2.14;

- между нефтепроводами и газопроводами - 1000 м.

1.2.17 Взаимные пересечения проектируемых и действующих трубопроводов допускаются в исключительных случаях при невозможности соблюдения минимальных расстояний от оси магистральных нефтепроводов до населенных пунктов, промышленных предприятий и сооружений.

1.2.18 При прокладке нефтепроводов вблизи населенных пунктов и промышленных предприятий, расположенных на отметках ниже этих нефтепроводов на расстоянии от них менее 500 м при диаметре труб 700 мм и менее 1000 м - при диаметре труб свыше 700 мм, с низовой стороны от нефтепровода должно предусматриваться увеличение толщины стенки труб до величины, соответствующей более высокой категории участка или устройство с низовой стороны от нефтепровода канавы, обеспечивающей отвод разлившегося продукта при аварии. Выпуск из низовой канавы должен быть предусмотрен в безопасные для населенных пунктов места. Трасса нагорных и отводных канав должна предусматриваться по рельефу местности. Складирование вынутого из канавы грунта должно предусматриваться с низовой стороны в виде призмы, которая должна служить дополнительной защитой от продукта в случае его утечки из нефтепровода. С верховой стороны от нефтепровода при больших площадях водосбора должна предусматриваться канава для отвода ливневых вод.

1.2.19 В местах пересечений магистральных нефтепроводов с линиями электропередачи напряжением 110 кВ и выше должна предусматриваться только подземная прокладка нефтепроводов под углом не менее 60°. При этом нефтепроводы, прокладываемые в районах Западной Сибири и Крайнего Севера на расстоянии 1000 м в обе стороны от пересечения, должны приниматься I категории.

1.2.20 Минимальное расстояние от границ технических коридоров трубопроводов до границ проектной застройки городов и других населенных пунктов в районах Западной Сибири и Крайнего Севера следует принимать не менее 700 м. В стесненных условиях, когда это расстояние выдержать невозможно, его допускается сокращать до 350 м при условии повышения категорийности таких участков до I категории и принятия дополнительных мер, обеспечивающих безопасную эксплуатацию нефтепровода, или до значений, приведенных в таблице 4, при отсутствии в районе прокладки нефтепроводов вечномерзлых грунтов.

1.3 Конструктивные требования к нефтепроводам

1.3.1 Тепловое изоляционное покрытие, необходимое для обеспечения проектного температурного режима эксплуатации нефтепровода, должно определяться в соответствии с требованиями, изложенными в 1.8.

1.3.2 При установке запорной арматуры в зависимости от номинального давления и условного прохода должны применяться следующие типы соединения с нефтепроводом:

а) сварное – для задвижек с условным проходом от 200 до 1200 мм и

номинальным давлением от 1,6 до 15,0 МПа;

б) фланцевое:

1.3.3 Допустимые радиусы изгиба нефтепровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях должны определяться в соответствии с требованиями 6.14 из условия деформативности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения. Минимальный радиус изгиба нефтепровода из условия прохождения очистных устройств должен составлять не менее пяти его диаметров.

1.3.4 На нефтепроводе должны быть предусмотрены камеры пуска и приема очистных и разделительных устройств. На подводных переходах нефтепроводов камеры пуска и приема СОД должны предусматриваться на резервных нитках и устанавливаться за границами перехода, на расстоянии от уреза воды (при среднем меженном горизонте) не менее 1000 м и на отметках выше горизонта высоких вод 10 % обеспеченности. Нефтепровод в пределах одного очищаемого участка должен иметь постоянный диаметр и равнопроходную линейную арматуру без выступающих внутрь нефтепровода узлов или деталей.

1.3.5 В местах примыкания магистральных нефтепроводов к нефтепроводам насосных станций, узлам пуска и приема очистных устройств, переходам через водные преграды, оборудованных резервными нитками, перемычкам и узлам подключения нефтепроводов должна быть определена величина продольных перемещений примыкающих участков нефтепроводов от воздействия внутреннего давления и изменения температуры металла труб. Продольные перемещения должны учитываться при расчете указанных конструктивных элементов, присоединяемых к нефтепроводу. С целью уменьшения продольных перемещений трубопровода должны предусматриваться специальные мероприятия, в том числе установка открытых компенсаторов П образной (незащемленных грунтом), Z-образной или другой формы или подземных компенсаторов - упоров.

1.3.6 Трасса нефтепровода на местности должна обозначаться опознавательно - предупредительными знаками в виде столбиков со щитами-указателями высотой 1,5 - 2 м от поверхности земли, устанавливаемыми в пределах прямой видимости на расстоянии не более 500 м, а также на углах поворота и пересечениях с другими трубопроводами и коммуникациями.

1.3.7 Трасса нефтепровода в местах переходов через железные и автомобильные дороги и водные препятствия, у линейной арматуры и на опасных участках, должна быть четко обозначена на местности постоянными предупреждающими знаками (аншлагами).

Информация о работе Проектирование магистрального нефтепровода и расчет его основных характеристик на участке "Орловка-Анжеро-Судженск"