Установка охлаждения газа монтируется

в следующем порядке:

ü отрывка котлована и устройство фундаментов под оборудование и металлоконструкции;

ü монтаж аппаратов воздушного охлаждения газа;

ü отрывка траншеи, устройство опор под коллекторы и краны, монтаж подземных коллекторов и кранов подземной установки;

ü монтаж надземных трубопроводов;

ü обратная засыпка траншеи.

Монтаж маслопроводов общестанционных и газоперекачивающих агрегатов отличается от монтажа остальных трубопроводов компрессорной станции повышенным требованием к очистке их внутренней полости.

18.14.4. Производство пусконаладочных работ и приемка в эксплуатацию

К пусконаладочным работам относится комплекс работ, выполняе­мых на технологическом оборудовании КС, электротехнических устрой­ствах, средствах автоматизации и другом оборудовании, осуществляе­мых в период подготовки и проведения индивидуальных испытаний и комплексного опробования.

Под периодом индивидуальных испытаний понимается период, включающий монтажные и пусконаладочные работы, обеспечиваю­щие выполнение требований, предусмотренных проектной докумен­тацией, стандартами, техническими условиями заводов-изготовите­лей, с целью подготовки оборудования к приемке рабочей комисси­ей для комплексного опробования.

Под периодом комплексного опробования оборудования КС по­нимается период, включающий пусконаладочные работы, выполняе­мые после приемки оборудования рабочей комиссией для комплекс­ного опробования и проведения самого комплексного опробования до приемки объекта в эксплуатацию приемочной комиссией.

В комплекс пусконаладочных работ включается следующее обору­дование; механическое, электротехническое, КИПиА, связь, АСУТП, теплосиловое оборудование и другие виды оборудования и систем.

На стадии проектирования компрессорной станции выделяется состав пускового комплекса. Возможные изменения пускового ком­плекса, внесенные во время строительства КС, должны быть оформ­лены в соответствующем порядке, так как проведение пусконаладоч­ных работ и затем приемка в эксплуатацию КС, в пусковой комплекс которой были внесены изменения с нарушением установленного по­рядка, не допускается.

Датой ввода в эксплуатацию отдельных зданий, сооружений, по­мещений, входящих в состав объекта, считается дата подписания акта на приемку этих объектов и сооружений рабочей комиссией. Датой ввода в эксплуатацию объекта в целом считается дата подписания акта приемочной комиссией.

Работы, предшествующие пусконаладочным. Подрядчик и субподрядные организации должны завершить строительные и монтажные

работы по основному и вспомогательному оборудованию. Кроме того, должен быть закончен монтаж:

• трубопроводов;

• запорной арматуры;

• кабелей силовых;

• щитов КИПиА;

• средств автоматики и средств защиты;

• систем пожарного и хозпитьевого водоснабжения, систем пен­ного и углекислотного пожаротушения;

• систем вентиляции, отопления, канализации, освещения;

• сооружений связи;

• станций катодной защиты, устройств заземления установок, устрой­ств питания цепей защиты и управления агрегатов постоянным и переменным током, а также их ревизия, очистка, продувка, испы­тания на прочность и плотность в соответствии с требованиями инструкций поставщиков оборудования, газовой инспекции, требованиями СНиП и проекта.

Наладочные и пусковые работы. Эти работы включают в себя на­ладку:

• систем газоперекачивающих агрегатов по механике, КИПиА и электрике;

• внешнеплощадочных и внутриплощадочных систем электроснабжения и электрооборудования;

• систем, подготовки технологического газа;

• скрубберов, фильтр-сепараторов, ABO газа и др.;

• газовой запорно-регулирующей арматуры, включая охранные краны;

• установки запуска системы очистки и диагностики полости га­зопровода;

• блоков подготовки топливного, пускового, импульсного газа и пункта редуцирования газа на собственные нужды;

• общестанционных систем хранения и регенерации масла и сис­темы подготовки антифриза;

• системы обеспечения КС сжатым воздухом;

• насосной метанола;

• станционной системы АСУ ТП;

• узлов замера технологического и газа на собственные нужды КС;

• систем пожаротушения;

• теплоутилизационных систем;

• котельных, систем теплоснабжения и систем химводоподготовки;

• аварийных электростанций и электростанций собственных нужд;

• систем водоснабжения;

• канализационных и очистных сооружений, насосных станций;

• систем промышленной вентиляции и кондиционирования;

• газораспределительных станций;

• систем телемеханики.

Рассмотрим основные этапы выполнения пусконаладочных работ и сдачи объекта в эксплуатацию.

Пусконаладочные работы основного технологического оборудова­ния КС и сдача КС в эксплуатацию осуществляется под руководством приемочной комиссии.

До предъявления объектов и оборудования КС приемочной комис­сии приемку проводит рабочая комиссия, назначаемая заказчиком.

Рабочей комиссии до начала пусконаладочных работ передается производственно-техническая документация, которая составлялась во время всего периода осуществления строительно-монтажных работ (рабочие чертежи, монтажные схемы, акты приемки отдельных ви­дов работ, акты на скрытые работы и др.). Эксплуатация объектов и оборудования, не принятого рабочей комиссией, не допускается.

Для проверки исходного состояния оборудования КС перед налад­кой и испытаниями организации, участвующие в наладке, должны направить своих представителей до начала пусковых работ по указа­нию головной пусконаладочной организации.

Готовность смонтированного оборудования для выполнения нала­дочных работ, обеспечивающих возможность индивидуальных испы­таний, оформляется актом об окончании монтажных работ по уста­новленной форме.

До начала пусконаладочных работ приемочная комиссия выпол­няет следующее:

• определяет готовность оборудования КС или отдельных ее оче­редей (пусковых комплексов) к проведению пусконаладочных работ;

• уточняет, какие строительные и монтажные работы необходимо выполнить до начала пусконаладочных работ и приема КС в эксплуатацию;

• рассматривает и утверждает пусковые схемы и уточняет графи­ки пусконаладочных работ.

• определяет состав пускового комплекса КС.

На все время пусконаладочных работ составляется график поэтап­ного проведения этих работ с условным разделением на три этапа (пе­риода).

Первый этап — газ в газовые коммуникации КС не подается. На этом этапе выполняются все пусконаладочные работы, не требующие подачи газа. Задача первого этапа — выявлять готовность оборудова­ния КС к поузловой проверке и индивидуальному опробованию. На этом этапе осуществляется проверка и наладка системы КИША, газоперекачивающего агрегата, проверка и сдача системы защиты аг­регата, а также системы электроснабжения, масляной системы ГПА и КС.

Второй этап — газ подан только в пусковой и импульсный коллек­торы (в технологические и топливные трубопроводы газ не подает­ся). На этом этапе выполняются все пусконаладочные работы, не тре­бующие подачи газа в технологические и топливные трубопроводы. Задача второго этапа — поузловая проверка и опробование машин и оборудования на холостом ходу

для выявления неисправностей и под­готовки агрегата к комплексному опробованию.

Третий этап — газ подан в технологические, топливные, пусковые и импульсные трубопроводы КС. Перед пусконаладочными работами с подачей газа в трубопроводы КС представитель газовой инспекции проверяет готовность объектов КС к проведению пусконаладочных работ с приемом газа в трубопроводы и выдает письменное разреше­ние на эти работы.

Перед подачей технологического газа на площадку КС должны быть закончены все работы, связанные с электро- и газосваркой, а также работы с применением открытого огня,- проведены пусконаладочные работы по общестанционным системам обнаружения газа, пожароту­шения. Эти системы должны быть сданы в эксплуатацию. На третьем этапе завершаются все пусконаладочные работы, включая работу агрегатов под нагрузкой и комплексное опробование станции.

Задача третьего этапа — комплексное опробование оборудования, проверка совместной работы оборудования КС, выявление, возмож­ных дефектов оборудования, препятствующих регулярной и надеж­ной работе КС, разработка мероприятий, обеспечивающих надежную работу КС.

Пусконаладочные работы считаются завершенными при отсутст­вии замечаний со стороны приемочной комиссии по работе оборудо­вания в течение 72 ч под нагрузкой, определяемой режимом работы газопровода, но не превышающей ее номинального значения.

Окончанием пусконаладочных работ на КС (окончание комплекс­ного опробования оборудования) является непрерывная работа газо­перекачивающих агрегатов и постоянная или поочередная работа все­го вспомогательного оборудования КС по проектной схеме на пара­метрах, позволяющих обеспечить нормальную эксплуатацию.

Окончание пусконаладочных работ оформляется актом передачи оборудования в эксплуатацию.

18.15. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО УСТРОЙСТВУ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩЕЙ СТАНЦИИ

18.15.1. Общие положения

Комплекс работ по сооружению НПС (как и для КС) делится на три периода (этапа):

ü подготовительный, включающий организационно-технологиче­скую подготовку, подготовительные работы вне площадки НПС и подготовительные работы на площадке НПС;

ü подземный (нулевой цикл), включающий прокладку части постоянных подъездных путей, входящих в первую очередь строительства, а также частей зданий и сооружений ниже нулевой отметки; надземный, включающий строительство зданий и сооружений, входящих в первую очередь строительства.

В табл. 18.15.1 приведена структура строительных потоков при выполнении работ первого и второго этапов.

Таблица 18.15.1.

Третий этап строительства НПС предусматривается осуществлять

поточно-расчлененным методом с максимальным совмещением строительных и монтажных работ. На этом этапе строительства НПС выполняются следующие работы:

• ревизия, центровка и монтаж, подключение к соответствующим коммуникациям, наладка и опробование нефтеперекачивающих станций;

• монтаж наружной обвязки нефтеперекачивающих станций;

• монтаж блок-боксов, наземной части зданий и сооружений;

• монтаж вспомогательного оборудования и вспомогательных систем;

• прокладка теплосетей, выполнение теплоизоляции трубопрово­дов и отдельного оборудования;

• прокладка кабелей, их расключение и испытание;

• гидравлическое испытание технологических трубопроводов и шлейфов;

• монтаж КИПиА по всем объектам НПС;

• прокладка теплосетей, испытание и теплоизоляция трубопрово­дов;

• ревизия оборудования, электромонтажные работы;

• монтаж средств связи, охранной сигнализации;

• сантехнические работы внутри зданий и сооружений, ревизия и опробование сантехнического оборудования;

• ЭХЗ предусмотренных проектом трубопроводов и установок, монтаж контуров заземления электроустановок и др.;

• благоустройство территории НПС;

• ревизия, наладка технологического оборудования, комплексное опробование.

Подрядчик собственным высококвалифицированным и опытным персоналом обеспечивает:

• руководство проектом в целом, включая обеспечение всех ме­роприятий по контрактным и рабочим отношениям с заказчи­ком и разработчиком проекта;

• непосредственное руководство всеми работами на стройплощад­ках, включая обеспечение контрактных и рабочих отношений с заказчиком, с местными надзорными и другими организациями;

• организацию покупок оборудования (возложенных на подряд­чика) и материалов и их транспортировку до стройплощадки;

• разработку необходимой проектной и технологической докумен­тации для выполнения строительно-монтажных работ;

• службу по управлению качеством;

• службу по соблюдению экологических требований на террито­рии строительства.

Состав сооружений и технологических комплексов НПС, а также ее технологическая схема приведены в главе 13 п. 13.1.

Стройгенплан НПС (рис. 18.15.1) предусматривает размещение объектов, площадок и сооружений, что и для КС (раздел 18.14.1) с уче­том складирования оборудования, необходимого для сооружения НПС.

Стройгенплан резервуарного парка выполняется отдельно от стройгенплана НПС. На стройгенплане резервуарного парка указываются:

• объекты основного производственного назначения;

• площадки для складирования материалов и конструкций;

• административно-бытовые помещения строительного персонала;

• места временного складирования труб;

• временные инженерные сети;

• площадка укрупнительной сборки.

Транспортная схема. Для комплектации объекта создается служ­ба комплектации, отвечающая за покупку и поставку на объект необ­ходимых материалов, конструкций, арматуры и оборудования постав­ки подрядчика, основной задачей которой является стабильное снаб­жение строительства качественными и эффективными материалами в сроки, определенные графиком поставки.

Основные материалы для выполнения строительно-монтажных ра­бот: металл, трубы, металлопрокат, сборный железобетон до­ставляются на стройплощадку так же, как указывалось ранее для стро­ительства компрессорных станций (п. 18.14).

График строительства НПС и резервуарного парка. При разра­ботке графика строительства НПС руководствуются следующими исходными данными:

• НПС и резервуарный парк строятся одновременно;

• сроки строительства НПС и резервуарного парка опреде­ляются в соответствии с нормативными документами продол­жительности строительства данных объектов в зависимости от их основных технических параметров (производительность, число резервуаров и их единичный объем, местоположение объектов и др.)

• обеспеченность материально-техническими ресурсами, строи­тельными механизмами и кадрами строителей;

• принятая продолжительность рабочей смены.

При составлении графика производства работ учитываются также:

§ исключение слишком больших пиковых нагрузок при выполне­нии отдельных видов работ; - технологическая взаимосвязь между отдельными видами работ на подобъектах;

§ совмещение подготовительных работ с работами непосредствен­но на объекте.

Основные строительные машины и механизмы. Перечень основных строительных машин и механизмов составляется с учетом объемов вы­полняемых работ, графика выполнения работ, параллельного ведения работ на подобъектах. Машины доставляются на строительную площадку трейлерами или своим ходом из районов дислокации подрядной органи­зации. Пример комплекса машин и механизмов, необходимых для строительства НПС с резервуарным парком (3 резервуара единичным объемом 3 тыс. м³, плюс 2 резервуара единичным объемом 10 тыс. м³) приведен в табл. 18.15.1.

Персонал, участвующий в строительстве, представлен в табл. 18.15.2. Основные строительные материалы поставки под­рядчика даны в табл. 18.15.3, график поставки основных материалов, оборудования и арматуры приведен в табл. 18.15.4.

Таблица 18.15.1.

Таблица 18.15.2.

Таблица 18.15.3.

Таблица 18.15.4.

18.15.2. Монтаж стальных вертикальных резервуаров

Наиболее сложным и трудоемким объектом при строительстве НПС являются резервуары и резервуарные парки.

В системе магистральных нефтепроводов применяют вертикальные и горизонтальные стальные, а также железобетонные резервуары.

Резервуары бывают подземные и наземные. Подземными называ­ют резервуары, у которых наивысший уровень взлива не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей пло­щадки. Остальные резервуары относятся к наземным.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей (типа РВС) являются наиболее распространенными. Они представляют собой (рис. 18.15.2) цилиндрический корпус, сваренный из стальных листов размером 1,5x6 м толщиной 4...25 мм со щитовой конической или сферической кровлей.

При изготовлении корпуса длинная сторона листов располагается горизонтально. Один горизонтальный ряд сваренных между собой листов называется поясом р езервуара. Пояса резервуара соединяют­ся между собой ступенчато, телескопически или встык.

Щитовая кровля опирается на фермы и на центральную стойку (у резервуаров большой емкости).

Днище резервуара сварное, располагается на песчаной подушке, обработанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет уклон от центра к периферии. Этим обеспечивается более полное уда­ление подтоварной воды.

Резервуары типа РВС сооружаются объемом от 100 до 50000 куб. м. Они рассчитаны на избыточное давление 2000 Па и вакуум 200 Па.

Для сокращения потерь нефти от испарения вертикальные цилинд­рические резервуары оснащают понтонами и плавающими крышами.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей (типа РВСПК) отличаются от резервуаров типа РВС тем, что они не имеют стационарной кровли (рис. 18.15.3).

Роль крыши у них выполняет диск, изготовленный из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости. Известные конструк­ции плавающих

крыш можно свести к четырем основным типам: дис­ковая, однослойная с кольцевым коробом, однослойная с кольцевым и центральным коробами, двуслойная. Дисковые крыши наименее металлоемки, но и наименее надежны, так как появление течи в лю­бой ее части приводит к заполнению чаши крыши нефтью и далее — к ее потоплению. Двуслойные крыши, наоборот, наиболее металлоем­ки, но и наиболее надежны, поскольку пустотелые короба, обеспечи­вающие плавучесть, герметично закрыты сверху и разделены пере­городками на отсеки.

Для сбора ливневых вод плавающие крыши имеют уклон к центру. Во избежание разрядов статического электричества их заземляют.

С целью предотвращения заклинивания плавающих крыш диаметр их металлического диска на 100—400 мм меньше диаметра резервуара. Оставшееся кольцевое пространство герметизируется с помощью уплотняющих затворов (1) различных конструкций.

Чтобы плавающая крыша не вращалась вокруг своей оси, в резервуаре устанавливают вертикальные направляющие (6) из труб, которые одновременно служат для размещения устройства измерения
уровня и отбора проб нефти. В крайнем нижнем положении плавающая крыша опирается на стойки (7), расположенные равномерно по
окружности крыши. Высота опорных стоек равна 1,8 м, что позволяет
рабочим проникать внутрь резервуара и выполнять необходимые работы.

Рис. 18.15.3. Резервуар с плавающей крышей: 1 — уплотняющий затвор; 2 — крыша; 3 — шарнирная лестница; 4 — предохранительтлй клапан; 5 — дренажная система; 6 — труба; 7 — стойки; 8 — люк

Недостатком резервуаров с плавающей крышей является возмож­ность ее заклинивания вследствие неравномерности снежного по­крова.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с понтоном

(типа РВСП) — это резервуары, по конструкции аналогичные резер­вуарам типа РВС (имеют стационарную крышу), но снабженные пла­вающим на поверхности нефти понтоном. Подобно плавающей кры­ше понтоны перемещаются по направляющим трубам, снабжены опорными стойками и уплотняющими затворами, тщательно зазем­лены.

Понтоны бывают металлические и синтетические. Металлические понтоны конструктивно мало отличаются от плавающих крыш. Синтетический понтон состоит из кольца жесткости с сеткой, опираю­щегося на поплавки и покрытого ковром из непроницаемой для паров (например, полиамидной) пленки. Понтоны из синтетических мате­риалов в отличие от металлических практически непотопляемы, они монтируются в действующих резервуарах без демонтажа части кров­ли или корпуса, без применения огневых работ в резервуаре, малометаллоемки.

При сооружении резервуаров типов РВС, РВСП и РВСПК используются рулонные заготовки днища и корпуса заводского изготовления..

Горизонтальные стальные цилиндрические резервуары (тип РГС) в отличие от вертикальных изготавливают, как правило, на заводе и поставляют в готовом виде. Их объем составляет от 3 до 100 куб. м. На нефтеперекачивающих станциях такие резервуары используют как емкости для сбора утечек. На резервуарах устанавливаются (рис. 18.15.4) оборудование, обеспечивающее надежную работу резервуаров и снижение потерь нефти;

• оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров;

• противопожарное оборудование;

• приборы контроля и сигнализации.

К группе оборудования для обеспечения надежной работы резер­вуаров и снижения потерь нефти относятся:

• дыхательная арматура;

• приемо-раздаточные патрубки с хлопушкой;

• средства защиты от внутренней коррозии;

• оборудование для подогрева нефти.

Дыхательная арматура резервуаров включает в себя дыхатель­ные (3) и предохранительные (14) клапаны. Назначение дыхатель­ной арматуры состоит в следующем. При заполнении резервуаров или повышении температуры в газовом пространстве давление в них возрастает. Так как резервуары рассчитаны на давление, близкое к атмосферному, их может просто разорвать. Чтобы этого не происходило, на резервуарах установлены дыхательные и предохра­нительные клапаны. Первые открываются, как только избыточное давление в газовом пространстве достигнет 2000 Па, предел сраба­тывания вторых — на 5—10% выше, они страхуют дыхательные клапаны.

Дыхательная арматура защищает резервуары и от смятия при сни­жении давления в них при опорожнении либо при уменьшении тем­пературы в газовом пространстве. Как только вакуум достигает допус­тимой величины, открываются дыхательные клапаны, в газовое про­странство резервуаров поступает атмосферный воздух. Если их пропускная способность недостаточна и вакуум продолжает увели­чиваться, то открываются предохранительные клапаны.

Дыхательная арматура является также первичным средством со­кращения потерь нефти от испарения. Во-первых, эта арматура нахо­дится в нормально закрытом состоянии, чем предотвращается венти­ляция газового пространства резервуаров. Во-вторых, впуск свежей порции воздуха в резервуар (для насыщения которой должно испа­риться некоторое количество нефти), как и выпуск паровоздушной смеси из него, происходит не в момент изменения давления в газо­вом пространстве¹, а с запаздыванием, определяемым пределами сра­батывания дыхательной арматуры. Тем самым объем «дыханий», а зна­чит, и потери нефти уменьшаются.

Приемо-раздаточные патрубки (10) «служат для приема и откачки нефти из резервуаров. Их количество зависит от производительно­сти закачки-выкачки. На концах приемо-раздаточных патрубков уста­навливают хлопушки (9), предотвращающие утечку нефти из резер­вуара в случае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и за­движек. Хлопушки на раздаточных патрубках в обязательном порядке оснащаются системой управления (12), включающей трос с бараба­ном, управляемым снаружи с помощью штурвала, поскольку иначе нельзя произвести откачку. Хлопушки на приемных патрубках, как правило, открываются потоком закачиваемой нефти.

В резервуарах всегда имеется отстоявшаяся подтоварная вода. Ее наличие приводит к внутренней коррозии днища и первого пояса ре­зервуаров. Для борьбы с внутренней коррозией производят периоди­ческое удаление воды через сифонный кран (8) и монтируют протек­торы на днище резервуара.

При транспортировке высоковязкой и высокозастывающей нефти резервуары оборудуются средствами подогрева. В основном применя­ют секционные подогреватели, где в качестве теплоносителя исполь­зуется насыщенный водяной пар или горячая вода. Секции подогрева­теля устанавливаются с уклоном по ходу движения теплоносителя.

Для обслуживания и ремонта резервуаров используется следую­щее оборудование:

• люк-лаз;

• люк замерный;

• люк световой;

• лестница.

Люк-лаз (7) размещается в первом поясе и служит для проникно­вения обслуживающего персонала внутрь резервуара. Через него в ре­зервуар также доставляется оборудование, требующее монтажа (про­текторы, детали понтонов и т. д.), и извлекаются донные отложения при ручной зачистке.

Люк замерный (5) служит для ручного замера уровней нефти и подтоварной воды, а также для отбора проб пробоотборником.

Люк световой (1) предназначен для обеспечения доступа солнеч­ного света внутрь резервуара и его проветривания при дефектоско­пии, ремонте и зачистке.

Замерный и световые люки монтируются на крыше резервуара.

Лестница (15) служит для подъема персонала на крышу резервуа­ра. Различают лестницы следующих типов: прислонные, спиральные (идущие

вверх по стенке резервуара) и шахтные. Лестницы имеют ширину не менее 0,7 м и наклон к горизонту не более 60°, снабжены перилами высотой не менее 1 м. У места присоединения лестницы к крыше резервуара располагается замерная площадка, рядом с ко­торой размещается замерный люк.

Резервуары являются объектом повышенной пожарной опасности, поэтому они в обязательном порядке оснащаются противопожарным оборудованием: огневыми предохранителями, средствами пожароту­шения и охлаждения.

В тех случаях, когда огневые предохранители не встроены в корпус клапанов, они устанавливаются между клапаном и монтажным патрубком резервуара. Принцип действия огневых предохранителей основан на том, что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстие малого сечения в условиях интенсивно­го теплоотвода. Конструктивно огневой предохранитель представля­ет собой стальной корпус с фланцами, внутри которого в кожухе по­мещена круглая кассета, состоящая из свитых в спираль гофрирован­ной и плоской лент из алюминиевой фольги, образующих множество параллельных каналов малого сечения.

В случае возникновения пожара тушение горящей в резервуарах нефти производят пеной, изолирующей поверхность горючей жид­кости от кислорода воздуха. Для подачи пены в резервуары использу­ются пеносливные камеры (химическая пена) или пеногенераторы типа ГВПС (воздушно-механическая пена), монтируемые в верхнем поясе резервуаров.

В последнее время начинает внедряться способ подслойной подачи пены в очаг горения. Имеющийся опыт показывает, что эффективность пожаротушения указанным способом существенно выше по сравнению с верхней подачей пены.

Для сигнализации и контроля за работой резервуаров применяются:

• местные и дистанционные измерители уровня нефти;

• сигнализаторы максимального оперативного и аварийного уров­ней нефти;

• дистанционные измерители средней температуры нефти в ре­зервуаре;

• местные и дистанционные измерители температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков (при оснащении резер­вуаров средствами подогрева);

• сниженный пробоотборник и др.

Измерители уровня и температуры углеводородной жидкости, а также сниженные пробоотборники применяются для целей учета и контроля ее качества. Зная уровень взлива жидкости в резервуаре, по калибровочным таблицам находят ее объем. Умножая объем на среднюю плотность нефти, находят массу продукта в резервуаре. Средняя плотность находится на основе отбора средних проб и с уче­том средней температуры жидкости по высоте резервуара. Для изме­рения массы, уровня и отбора проб нефти в резервуарах применяют­ся системы дистанционного замера уровня: «Уровень», «Утро-3», «Кор-Вол» и другие местные уровнемеры типа УДУ, сниженные про­боотборники типа ПСР.

Измерительно-вычислительная система «Кор-Вол» обеспечивает измерение уровня и средней температуры, сигнализацию оперативных уровней, вычисление количества нефти в резервуарах. Система действует по принципу следящего регулирования за перемещением поплавка на поверхности нефти. Для измерения средней температу­ры используется комплект термометров, сопротивления, смонтирован­ных на несущей трубе, следящей за изменением уровня жидкости при помощи поплавка.

Для местного контроля за уровнем взлива нефти в резервуарах со станционной крышей применяются указатели уровня типа УДУ (6), принцип работы которых основан на определении положения поплав­ка, плавающего на поверхности нефти и перемещающегося вместе с ее уровнем.

Для отбора средних проб нефти из резервуаров применяются стацио­нарные пробоотборники типа ПСР или типа «перфорированная труба».

Особенности оборудования резервуаров с плавающими крыша­ми.

Отличительной особенностью этих резервуаров является то, что световой и замерный люки, дыхательные клапаны монтируются не­посредственно на плавающей крыше. Необходимость в установке дыхательных клапанов возникает в связи с тем, что при опорожнении резервуара ниже высоты опорных стоек под плавающей крышей об­разуется газовое пространство. При последующем заполнении резер­вуара эта газовая «подушка», вытесняясь через зазор между стенкой и коробом, может создать перекосы плавающей крыши и вызвать ее заклинивание. Чтобы этого не происходило, выпуск газовой фазы из-под плавающей крыши производят организованно — через дыхатель­ные клапаны.

Дополнительно на плавающей крыше монтируются водоприемник дренажной системы, катучая лестница с направляющими, патрубки для крепления опорных стоек, устройства для заземления и люк-лаз.

Дренажная система служит для отвода ливневых вод в канализа­цию. Сток воды к центру крыши обеспечивается за счет постоянного уклона к водоприемнику. Водоприемник приварен к плавающей кры­ше и снабжен запорным устройством поплавкового типа. Системой водоспуска, выполненной из шарнирно состыкованных стальных труб или гибких резинотканевых рукавов, водоспуск соединяется с дре­нажным патрубком, вваренным в первый пояс резервуара. Эта си­стема является слабым звеном плавающих крыш особенно в холодное время года.

Катучая лестница служит для спуска персонала на поверхность пла­вающей крыши. Верхним концом катучая лестница шарнирно опирает­ся на переходную площадку, соединенную с шахтной лестницей, служа­щей для подъема на кольцевую площадку резервуара. Нижний конец лестницы, снабженный катками, при вертикальном перемещении кры­ши движется горизонтально по специальным направляющим (рельсам).

В центральной части плавающей крыши установлен дополнитель­ный люк-лаз. Люк-лаз и световой люк располагают диаметрально про­тивоположно.

Общий вид резервуарного парка представлен на рис. 18.15.5 (см. цветную вклейку).

Рассмотрим способы и очередность монтажа вертикальных сталь­ных резервуаров.

Основным методом сооружения резервуаров является метод рулонирования, при котором стенки, днища, центральные части плаваю­щих крыш и понтонов поставляют на монтажную площадку в виде рулонированных полотнищ, а покрытия, короба понтонов и плаваю­щих крыш, кольца жесткости и другие конструкции — укрупненны­ми

элементами. Кроме того, применяется метод полистовой сборки резервуаров. До начала монтажа резервуара сооружается фундамент.

Транспортирование рулонированной конструкции высотой до 12 м производится на четырехосной железнодорожной платформе грузоподъемностью 60 т, высотой 18 м — на железнодорожном транспортере сцепного типа грузоподъемностью 120 т или на четырехосной железнодорожной платформе грузоподъемностью 60 т с двумя плат­формами прикрытия.

Монтаж днища.

Монтаж днища, состоящего из центральной ру­лонированной части и окраек, производят в следующем порядке:

ü укладывают в проектное положение окрайки, контролируя правильность их укладки с помощью разметочного приспособления, закрепленного в центре основания. При монтаже резервуаров объемом более 20 000 куб. м окрайки следует укладывать по ра­диусу, превышающему проектный на величину усадки кольца окраек после сварки (10—15 мм), что должно быть предусмотре­но ППР. По окончании сборки кольца окраек необходимо про­верить отсутствие изломов в стыках окраек, отсутствие проги­бов и выпуклостей, горизонтальность кольца окраек;

ü прихватывают собранное кольцо окраек и сваривают радиаль­ные стыки;

ü накатывают рулоны днища на основание по специально устро­енному пандусу;

ü развертывают рулоны днища с учетом наименьшего перекатыва­ния рулонов на одном участке основания и с последующим перемещением

ü развернутых полотнищ в проектное положение, соблюдая следующий порядок:

ü устанавливают рулон в исходное положение для развертывания и срезают удерживающие планки;

ü развернув, наружное полотнище, перемещают его в положение, близкое к проектному. Таким же образом развертывают осталь­ные полотнища;

ü устанавливают центральное полотнище в проектное положение;

ü параллельно прямолинейным кромкам полотнища наносят рис­ки на расстоянии величины нахлестки полотнищ. По рискам

приваривают ограничительные пластины и с помощью тракто-. размещают промежуточные полотнища в проектное положение (до упора о ограничительные пластины). Аналогичным образом укладывают остальные полотнища;

ü сваривают днище в соответствии с требованиями ППР. Перед сваркой необходимо проверить: соответствие размеров днища проектным; соблюдение размеров в нахлесточных соединениях, особенно в местах двойной нахлестки; предусмотренное проек­том расположение окраек относительно средней части днища; правильность размещения и зачистку прихваток.

Монтаж плавающей крыши.

Центральную часть плавающей кры­ши (понтона) монтируют после разметки днища резервуара и прихват­ки плит под опорные стойки в следующем порядке:

ü накатывают рулоны и развертывают их на днище резервуара;

ü развернутые элементы центральной части плавающей крыши сваривают между собой. Центральный монтажный стык сва­ривают на треть длины, начиная от центра в обе стороны и на всю длину, когда открытый (ребристо-кольцевой) понтон сва­ривают из отдельных элементов, собираемых на монтажной площадке;

ü по окончании сборки и сварки полотнищ центральной части про­веряют правильность расположения центральной части относи­тельно криволинейной кромки окраек и прихватывают днище плавающей крыши (понтона) к днищу резервуара.

После завершения монтажа центральной части плавающей кры­ши (понтона) на нее переносят центр днища резервуара, закрепляют в центре разметочное приспособление и производят разметку коль­цевых рисок установки подкладного листа под монтажную стойку (на 10 мм больше радиуса подкладного листа) и контроль вертикальности монтажной стойки (размер определяется в зависимости от диаметра центрального щита). Кроме того, наносят риски, определяющие по­ложение опорных стоек плавающей крыши (понтона) и места привар­ки скоб для крепления расчалок монтажной стойки.

Монтаж стенки.

Установка рулонов в вертикальное положение
производится с опиранием на шарнир краном, перемещающимся
в процессе подъема по специально подготовленной площадке. Рулон
может быть поднят в вертикальное положение двумя кранами без
опорного шарнира.

Монтажную стойку, используемую для укладки щитов покрытия, устанавливают в центре днища резервуара.

До начала развертывания рулона стенки к днищу резервуара по кольцевой риске приваривают ограничительные уголки с интерва­лом 250—300 мм. В зоне вертикального монтажного стыка на расстоянии 3 м в обе стороны от стыка по окончании формообразования концов полотнищ приваривают ограничительные уголки. Развер­тывание рулона производят трактором с помощью каната и тяговой скобы, привариваемой к рулону на высоте 500 мм.

Элементы опорного кольца и колец жесткости устанавливают по мере развертывания полотнища стенки. Предварительно верх стен­ки в местах установки колец с помощью расчалок и переносной ско­бы выводят в проектное положение.

После установки второго и последующего элементов, прихватки и приварки их к стенке проверяют вертикальность стенки по отвесам и только тогда производят сварку элементов между собой. Установку элементов кольца жесткости ведут аналогично установке элементов опорного кольца.

Монтаж стационарных покрытий.

Первым укладывают началь­ный щит, имеющий две несущие балки, затем промежуточные щиты, имеющие по одной несущей балке, и в последнюю очередь укладывают замыкающий щит, не имеющий несущих балок. Пер­вый щит покрытия устанавливают по разметке. Плоские щиты сна­чала опускают вершиной на центральную стойку. После закрепле­ния вершины щита болтами опускают основание щита с ловителя­ми на стенку резервуара. Щиты прихватывают к стенке резервуара и друг к другу.

Монтаж резервуаров с горизонтальным развертыванием стенок.

Технологию монтажа резервуаров, характеризующуюся горизонталь­ным развертыванием рулонов стенок на специальном стенде-кондук­торе с последующей установкой изготовленного на стенде блока стен­ки в проектное вертикальное положение, целесообразно применять для резервуаров объемами 20 000 куб. м и более, особенно при соору­жении парка резервуаров. Остальные конструктивные элементы: днища, плавающие крыши, покрытия и другие — монтируются спосо­бами в соответствии с вышерассмотренными разделами.

Рулон стенки с помощью одного-двух кранов укладывается в гори­зонтальном положении на опору, которая устанавливается рядом со стендом (рис. 18.15.6). К начальной кромке рулонированного полотни­ща прикрепляется тяговая балка, оборудованная отводными блоками, через которые тросы идут на две электролебедки с тяговым: усилием Q=8 тс

каждая. После обрезки удерживающих планок с соблюдени­ем необходимых мер предосторожности производят развертывание и натаскивание полотнища на стенд.

Рис. 18.15.6. Схема горизонтального развертывания рулона и надвигания полотнища стенки на стенд: 1 — стенд; 2 — опора; 3 — рулон; 4 — полотнище стенки; 5 — электрические лебедки

На закрепленном на стенде полотнище монтируются другие конструктивные элементы стенки (для резервуаров с плавающей крышей — элементы верхней кольцевой площадки и промежуточных колец жесткости). После установки блока в проектное положение его раскре­пляют расчалками, приваривают стенку к днищу резервуара с наруж­ной стороны, разбирают и отсоединяют от полотнища стенд, который используют для монтажа следующих блоков.

Монтаж резервуаров полистовым методом.

Технологический про­цесс сборки и сварки днищ резервуаров и центральных частей пла­вающих крыш (понтонов), монтируемых из рулонных заготовок с це­лью получения минимальных сварочных деформаций должен преду­сматривать следующий порядок производства работ:

ü монтируют окрайки днища, собирая стыки между ними на оста­ющейся подкладке с зазором клиновидной формы, равным у пе­риферии 4—6 мм, а у другого конца стыка 10—12 мм. Стыки закрепляют гребенками и сваривают на длине 200—250 мм в мес­тах примыкания стенки;

ü монтируют рулонированные полотнища днища резервуара и сва­ривают соединения между ними только на площади, закрывае­мой впоследствии днищем плавающей крыши (понтона), не до­варивая концы стыков на 2 м;

ü после приварки на днище плит под опорные стойки и испытания сварных соединений днища резервуара на герметичность мон­тируют полотнища плавающей крыши (понтона). Соединения между ними не доваривают по концам на длину 2 м;

ü монтируют первый пояс стенки резервуара, сваривают его вер­тикальные стыки, затем приваривают к окрайкам днища;

ü после сварки пояса с окрайками зазор в стыках окраек стано­вится нормальным, и стыки сваривают по всей их длине. За­тем собирают полотнища днища резервуара с окрайками и приваривают их. В последнюю очередь заканчивают сварку соединений между полотнищами, которые оставляли не сва­ренными;

ü днище плавающей крыши (понтона) после монтажа и сварки вто­рого пояса стенки резервуара, монтажа и сварки коробов пон­тона собирают и сваривают (рис. 18.15.7) вначале с ребром пон­тона, затем заваривают соединения между полотнищами, кото­рые ранее оставались не сваренными.

Монтаж плавающей крыши, ее подъем для установки опорных сто­ек, монтаж оборудования и направляющих крыши выполняют в той же последовательности, что на резервуарах со стенкой из рулонных заготовок.

Рис. 18.15.7. Схема сборки и сварки днища из листов: 1 — окрайка; 2 — периферийные листы; 3 — зона; 4 — шов между зонами; 5 — шов между периферийными листами и зонами; 6 — стенка

Испытания и приемка резервуаров.

Испытание резервуаров по­вышенного давления (>0,002 МПа) производится в соответствии с требованиями, приведенными в проекте, с учетом их конструктивных особенностей.

При испытании резервуаров низкого давления (≤0002 МПа) на прочность и устойчивость избыточное давление принимается на 25%, а вакуум на 50% больше проектной величины, если в проекте нет других указаний, а продолжительность нагрузки 30 мин. Создание избыточно­го давления и вакуума осуществляют либо с помощью налива или слива при закрытых люках и штуцерах, либо с помощью компрессоров и вакуумных насосов.

Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание, если в его процессе на поверхности стенки или по краям днища не появятся течи, уровень воды не будет снижаться, а осадка резервуара будет соот­ветствовать требованиям проекта. На резервуар, прошедший испытания, составляется приемочный акт, а при сдаче в эксплуатацию — паспорт.

18.16. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО УСТРОЙСТВУ МОРСКОГО НЕФТЕНАЛИВНОГО ТЕРМИНАЛА

В состав работ по сооружению терминала входят:

• строительные работы по гидротехническим сооружениям;

• строительно-монтажные работы по береговым зданиям и сооружениям, технологическим площадкам и резервуарному парку.

Работы по строительству гидротехнических сооружений и бере­говых сооружений ведутся параллельно разными подрядными орга­низациями. Далее мы будем рассматривать строительство только бе­реговых сооружений, так как гидротехнические сооружения состав­ляют пирсы, дамбы, причальные стенки и другие причальные устройства, к строительству которых предъявляются требования, как к портовым сооружениям.

Продолжительность строительства береговых сооружений терми­нала — 18 месяцев. В состав работ подготовительного периода входят:

а) подготовительные работы вне площадки береговых сооружений,
в которые входят:

ü строительство временной стройбазы;

ü строительство временного жилого поселка для строителей;

ü устройство подъездной автодороги к площадке береговых соору­жений, используемой для нужд строительства;

ü прокладка инженерных коммуникаций от точек подключения в ближайшем населенном пункте до распределительного устрой­ства на площадке береговых сооружений;

ü разработка карьеров (при необходимости);

б) подготовительные работы на площадке береговых сооружений,
в которые входят:

• по постоянным сооружениям:

ü расчистка территории;

ü снятие и перемещение во временный отвал растительного грунта;

ü планировка территории;

ü разбивка геодезической опорной сети;

ü возведение постоянных зданий и сооружений, используемых для нужд строительства, в том числе гаражный комплекс с на­весом-стоянкой;

• по временным сооружениям:

ü организация временного водоотвода;

ü устройство временных проездов по стройплощадке, времен­ного подъезда к базе подрядчика из сборных железобетонных плит по слою песка толщиной 0,2 м;

ü устройство временного ограждения стройплощадки;

ü завоз и размещение мобильных (инвентарных) зданий адми­нистративно-бытового, производственного и складского на­значения;

ü противопожарные мероприятия, освещение стройплощадки, устройство временных инженерных сетей;

ü подготовка площадки для стоянки техники, складирования конструкций, укрупнительной сборки узлов технологическо­го оборудования и трубопроводов у основных объектов строи­тельства;

ü организация приобъектных складов конструкций и материа­лов и оборудования;

ü перебазировка строительных машин и механизмов.

Производство основных видов работ по строительству берего­вых сооружений морского нефтеналивного терминала не отлича­ется от аналогичных работ по другим наземным объектам нефтя­ной и газовой промышленности, поэтому в данном разделе не рас­сматривается.

18.17. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ УСТАНОВОК КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА

Основные технологические комплексы и сооружения установок комплексной подготовки газа на газовых месторождениях, а также принципиальные схемы и генпланы изучены в главе 9. В этом разделе рассмотрим общие положения организации строительно-монтажных работ по сооружению установки комплексной подготовки газа для северных районов. Проектом данной установки предусматривается применение при строительстве блоков, блок-боксов, блок-понтона котельной установки, технологических блоков, а также зданий и со­оружений, выполненных традиционным методом.

Общестроительные работы выполняются с применением органи­зационно-технологических решений, приведенных в п. 18.2—18.10.

В табл. 18.17.1 приведен примерный перечень машин, механизмов и приспособлений, применяемых для монтажа оборудования, зданий и

сооружений УКПГ. Марки машин и механизмов для конкретного проекта УКПГ могут быть иными, в данном случае они приводятся для примера.

Таблица 18.17.1.

Наиболее сложными и трудоемкими работами при строительстве установок комплексной подготовки газа являются работы по монта­жу и установке в проектное положение абсорберов. Монтаж абсор­беров может выполняться различными методами в зависимости от технического оснащения монтажной организации. Рассмотрим мон­таж абсорбера краном и двумя трубоукладчиками с применением шарнира

Подготовка монтажной площадки включает в себя следующие работы:

ü подсыпку монтажной площадки размером 18x40 м на террито­рии технологического корпуса подготовки газа с последующим уплотнением и планировкой на отметку —0,11 ниже уровня пола;

ü доставку на монтажную площадку необходимой оснастки и при­способлений;

ü укладку железобетонных плит или шпал в месте установки шар­нира;

ü установку шарнира на месте монтажа абсорбера с закреплением его к фундаменту абсорбера электросваркой.

Подготовительные работы включают в себя:

ü прикрепление абсорбера к ложементу шарнира при помощи ме­таллического бандажа и сегмента шарнира к опорной части аб­сорбера при помощи 6 высокопрочных болтов, входящих в ком­плект шарнира;

ü покрытие транспортерной лентой с использованием проволоч­ных закруток места строповки абсорбера;

ü установку в рабочее положение трубоукладчика, застропление абсорбер стропами на расстоянии 7—8 м от основания;

ü закрепление тормозной оттяжки к абсорберу на зажимах. Дру­гой конец оттяжки прикрепляется к форкопу трубоукладчика на зажимах.

Подъем абсорбера производится в следующем порядке:

ü при одновременной работе крана и трубоукладчиков (если: подъ­ем производится краном и трубоукладчиком) абсорбер припод­нимается на 0,5 м и проверяется такелажная оснастка;

ü продолжая подъем, поворотом стрелы крана абсорбер выводит­ся на угол 70° по отношению к горизонтали. Подъем абсорбера следует выполнять плавно без рывков и перекосов относитель­но шарнира;

ü при достижении абсорбером угла 70° включаются в работу тор­мозные оттяжки. Передвигая трубоукладчики, абсорбер плавно опускают на фундамент. При подъеме абсорбера в проектное положение следует ограничить поворот стрелы крана в преде­лах 96°. В качестве тормозной оттяжки применяется канат дли­ной 36 м, один конец которого закреплен к абсорберу на высоте 13,5 м на зажимах;

ü после закрепления абсорбера на фундаменте в проектное положе­ние, он освобождается от шарнира, а шарнир — от фундамента.

Можно осуществлять монтаж адсорберов также двумя трубоуклад­чиками с применением шарнира.

РЕЗЮМЕ

Технологии и организация наземного строительства определяются основными особенностями наземных нефтегазовых сооружений, в том числе:

• рассредоточенностью, сравнительной малообъемностью, разме­щением большинства наземных объектов в отдаленных трудно­доступных районах со сложными геокриологическими условия­ми и слаборазвитой инфраструктурой;

• использованием высокоиндустриальных технических решений (блочно-комплектные устройства, сборные, облегченные конст­рукции, разделение работ нулевого и подготовительного циклов);

• преимущественно разъездным и вахтовым характером труда строителей.

В основе технологии строительства объектов лежит принцип ве­дения работ поточно-совмещенным методом.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ

1.В чем заключаются особенности наземных нефтегазовых объ­ектов?

2.Охарактеризуйте основные направления совершенствования организационно-технологических решений при сооружении наземных объектов.

3.Какие проектные документы определяют организацию строи­тельства наземных объектов?

4.В чем состоят различия проекта организации строительства и проекта производства работ?

5.Охарактеризуйте разбивку процесса строительства наземного объекта на укрупненные комплексы работ.

6.Чем отличаются работы подготовительного периода для линей­ных (глава 17) и наземных нефтегазовых объектов?

7.Охарактеризуйте основные подготовительные работы на пло­щадке строящегося наземного объекта.

8.Назовите основные различия в организации земляных работ на линейных и наземных нефтегазовых объектах.

9.Какие работы входят в состав общестроительных работ на на­земных нефтегазовых объектах?

10.Чем определяются основные конструктивные схемы блочных устройств?

11.Охарактеризуйте структуру строительных потоков при строи­тельстве компрессорной станции.

12.Почему третий этап строительства КА выполняется поточно-расчлененным методом, а не полностью поточным?

13.Какие работы выполняются на третьем этапе строительства КС?

14.Есть ли принципиальные различия в организации строительст­ва КС и НПС?

15.Назовите и охарактеризуйте основные типы резервуаров.

ЛИТЕРАТУРА

1. Коршак А.Л. Основы нефтегазового дела. Проектирование, соору­жение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ: Учеб. пособие / А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. — 2-е изд. — Уфа, 2000.

2. Лаптев А.А. Методология организации управления проектами строительства наземных объектов магистральных трубопроводов. — Тюмень: Слово, 2003.

3. Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций: Учебник для вузов / АМ. Шаммазов, В.Н. Александров, А.И. Голь­янов и др. — М.: Недра: Недра-Бизнесцентр, 2003.

4. Современные методы строительства компрессорных станций ма­гистральных газопроводов / В.Ф. Крамской, Л.Г. Телегин, В.В. Ново­селов и др. — М.: Недра, 1999.