Камера сод что это такое


Камеры запуска / приема

Главная / Наша продукция / Камеры запуска / приема

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

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

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

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

Основные технические характеристики:

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

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

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

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

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

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

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

zatvor.info

Камеры пуска-приема средств очистки и диагностики (сод)

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

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

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

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

  • камера приема и запуска очистных устройств;

  • трубопроводы, арматура и соединительные детали;

  • емкости для дренажа из камер приема и пуска;

  • механизмы для извлечения, перемещения и запассовки очистных устройств;

  • сигнализаторы прохождения очистных устройств;

  • приборы контроля за давлением.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Основными требованиями, предъявляемыми к арматуре, являются: длительный срок службы; надежность и долговечность.

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

По значению условного давления арматура делится на три группы:

  • низкого, когда условное давление менее 1 МПа;

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

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

Основой параметр арматуры — это диаметр условного прохода (номинальный внутренний диаметр трубопровода, на котором установлена данная арматура). Различные типы арматуры при одном и том же условном проходе могут иметь разные проходные сечения. Не следует смешивать диаметр условного прохода с диаметром проходного сечения в арматуре. Диаметр проходного сечения в арматуре часто меньше(арматура с сужением прохода) или больше(арматура с кольцевым проходным сечением). В то же время условный проход арматуры не совпадает и с фактическим проходным диаметром трубопровода.

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

  • невозможность применения для сред с кристаллизующимися включениями;

  • небольшой допустимый перепад давления на затворе;

  • невысокая скорость срабатывания затвора;

  • возможность возникновения гидравлического удара в конце хода;

  • большая высота;

  • трудность ремонта изношенных уплотнительных поверхностей затвора при эксплуатации.

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

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

studfiles.net

КАМЕРЫ СОД

Камеры запуска и приема поставляются для сооружения стационарных и временных узлов запуска и приема внутритрубных средств очистки, диагностики, герметизации и разделительных устройств линейной части магистральных нефтепроводов, лупингов, отводов. В зависимости от назначения камеры СОД изготавливаются в следующих исполнениях: - КЗ - камера запуска, предназначенная для запуска СОД в потоке перекачиваемого продукта в магистральный нефтепровод; - КП - камера приема, предназначенная для приема СОД в потоке перекачиваемого продукта из магистрального нефтепровода. - диаметр номинальный DN 150 до DN 1200 мм; - давление рабочее PN до 15,0 МПа; - температура рабочей среды от минус 15 ºС до плюс 80 ºС для нефти, от минус 45 ºС до плюс 60 ºС для нефтепродуктов; - минимально допустимая температура окружающей среды минус 60 ºС;

- рабочая среда - нефть, нефтепродукты.

Камеры СОД изготавливаются в соответствии с требованиями ТУ 28.99.39.190-018-78682561-2018 «Камеры запуска и приема СОД. Технические условия».

www.itsmk.ru

Технологические процессы на камере пуска и приёма средств очистки и диагностики

Устройства камер пуска и приёма средств очистки и диагностики предназначены для периодического запуска в трубопровод и приёма из него внутритрубных снарядов-дефектоскопов, очистных поршней, скребков, разделителей и других средств. На рисунке 1.1 представлена технологическая схема КПП СОД.

Камера пуска и приёма СОД установлена на нефтепроводе Ду-1067 мм, способном работать под давлением до 14,0 МПа.

Температура эксплуатации - от минус 60 °C до +80 °C. Расчётная сейсмичность района установки камеры - до 9 баллов. КПП удобна в эксплуатации. Позволяет за 10-20 минут открыть затвор и обеспечить доступ во внутреннюю полость для установки дефектоскопа, очистного поршня и т.д. Длина корпуса камеры позволяет применять любые современные средства диагностики.

На верхней части устройств пуска и приёма монтируются прямые врезки для введения промывочной воды или сжатого воздуха, для стравливания газовоздушной смеси во время наполнения устройств нефтью, для сброса грязной воды с мусором в отстойник [5].

Камера пуска и приёма состоит из следующих компонентов: непосредственно камеры пуска 1 и приёма 2 СОД с запасовочными патрубками и технической обвязкой, подключаемые через запорные устройства 3-6 к основной магистрали; система контроля и управления процессами приёма и запуска СОД; пункт хранения СОД; технологические трубопроводы и ёмкости для приёма загрязненного конденсата; устройства для погрузки и выемки СОД из камер пуска и приёма; дренажная система, состоящая из задвижек 7-14, сливной ёмкости 15 и насоса откачки утечек 16; технологические колодцы 17-19.

При отсутствии необходимости в пуске либо приёме СОД либо другого внутритрубного снаряда все запорные задвижки находятся в закрытом положении, весь поток нефти протекает через основную трубопроводную систему.

Рисунок 1.1 - Технологическая схема КПП СОД

Приём внутритрубного снаряда из линейной части магистрального нефтепровода производится следующим образом. При приближении снаряда к узлу приёма (контролируется при помощи датчика прохождения СОД, установленного в технологическом колодце № 17) запорная задвижка 3 переводится в открытое положение, чтобы направить часть нефтяного потока через камеру приёма. При этом открывается основная либо резервная врезка для стравливания газовоздушной смеси (газовый кран), а также блокируется возможность открытия камеры для извлечения скребка. После наполнения камеры нефтью открывается выходная запорная задвижка 4, что обеспечивает постоянное прохождение части потока через камеру приёма, которым СОД проталкивается в камеру до полной остановки. Задвижки 3 и 4 одновременно закрываются, и оставшаяся в камере нефть полностью сливается через дренажные задвижки 7-10 в сливную ёмкость 15, включается насос откачки утечек 16, обеспечивающий подачу нефти из сливной ёмкости обратно в линейную часть. Блокировка камеры снимается, скребок извлекается из камеры и транспортируется к месту хранения.

Запуск внутритрубного снаряда в линейную часть производится в обратной последовательности: осушенный и очищенный скребок помещается в также очищенную и осушенную камеру пуска, открываются запорная задвижка 6 и газовый кран камеры пуска. После наполнения камеры нефтью открывается задвижка 5, и СОД проталкивается потоком в трубопровод; задвижки 5 и 6 закрываются, осуществляется дренаж камеры пуска.

В случае невозможности открытия либо закрытия задвижек срабатывает аварийная сигнализация и процесс пуска/приёма приостанавливается. При заклинивании ключевых задвижек (3, 4, 5, 6) продолжение работы камеры невозможно до ручного устранения неисправности, для задвижек на сливах (7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14) возможно нормальное выполнение операций при наличии хотя бы одной рабочей задвижки.

Запасовочное устройство - приспособление, предназначенное для затягивания тросом многосекционных снарядов в камеру запуска при помощи лебёдки или подъёмного крана. Устройство устанавливается на фланец специального патрубка, приваренного к камере пуска за пределами её расширенной части. Приспособление состоит из трубы с приваренным крепёжным фланцем, таким же, как и фланец патрубка, одного или двух направляющих роликов.

Длина трубы с роликом, входящая в патрубок, должна быть не более половины номинального диаметра камеры. Вращающиеся и трущиеся детали запасовочного устройства должны быть изготовлены из материалов, исключающих искрообразование.

После 100 циклов работы (открытие - закрытие) регламентируется ремонт прокладок и быстроизнашивающихся деталей объектов КПП СОД. Общий ресурс узлов составляет 1000 циклов. Конструктивно узлы запуска и приёма, а также участки нефтепровода длиной по 100 метров, примыкающие к ним, выполняются в соответствии с требованиями, предъявляемыми к участкам первой категории [6].

studbooks.net

Устройство камер запуска и приема СОД для газопроводов - ТД "Нефтегаз"

Камеры запуска и приема внутритрубных средств очистки и диагностики КВС – З(П), предназначены для периодического запуска в трубопровод и приема из него внутритрубных снарядов – дефектоскопов, очистных скребков и других поточных средств.

Область применения — узлы пуска и приема очистных и диагностических устройств газопроводов Ду 100, 150, 200, 250, 300, 350, 400, 500, 700, 800, 1000, 1200 мм, работающих под давлением до 8,0 (4,0) МПа.

КВС-Г предназначены для установки на трубопроводах с рабочей средой: природный газ СН4 … С5Н12 с массовыми долями не более: СО2 — 2%; N2 — 2,5%; h3S — 0,02 г/нм3; влаги и конденсата — не более 15 г/нм3; механических примесей — не более 0,05 г/нм3, попутный нефтяной газ.

Климатическое исполнение У (ХЛ), категория размещения 1 по ГОСТ 15150 (температура окружающей среды от -45°С (-60°С) до +45°С). Сейсмичность районов установки устройства камер — до 9 баллов по 12-ти балльной шкале.

По месту расположения технологических патрубков входа (выхода) продукта относительно направления движения транспортируемой среды, камеры изготавливаются в двух исполнениях: левом (Л) и правом (П). Пример условного обозначения при заказе или в другой документации: устройство камеры запуска внутритрубных средств для газопроводов КВС-Г-3-100-8,0-Л или

КВС-Г-3-100-8,0-П

устройство камеры приема внутритрубных средств для газопроводов КВС-Г-П-100-8,0-Л или

КВС-Г-П-100-8,0-П

где
  • КВС-Г-З — камера запуска для газопровода;
  • КВС-Г-П – камера приема для газопровода;
  • 100 - условный диаметр трубопровода, мм;
  • 8,0 - расчетное давление, МПа;
  • Л - левое исполнение;
  • П - правое исполнение.

Основные типоразмеры КВС-Г

Шифр изделияDN,ммPN,МПа
Устройство камеры запускаУстройство камеры приема
КВС-Г-З-100-4,0(8,0)КВС-Г-П-100-4,0(8,0)1004,0 (8,0)
КВС-Г-З-150-4,0(8,0)КВС-Г-П-150-4,0(8,0)150
КВС-Г-З-200-4,0(8,0)КВС-Г-П-200-4,0(8,0)200
КВС-Г-З-250-4,0(8,0)КВС-Г-П-250-4,0(8,0)250
КВС-Г-З-300-4,0(8,0)КВС-Г-П-300-4,0(8,0)300
КВС-Г-З-350-4,0(8,0)КВС-Г-П-350-4,0(8,0)350
КВС-Г-З-400-4,0(8,0)КВС-Г-П-400-4,0(8,0)400
КВС-Г-З-500-4,0(8,0)КВС-Г-П-500-4,0(8,0)500
КВС-Г-З-700-4,0(8,0)КВС-Г-П-700-4,0(8,0)700
КВС-Г-З-800-4,0(8,0)КВС-Г-П-800-4,0(8,0)800
КВС-Г-З-1000-4,0(8,0)КВС-Г-П-1000-4,0(8,0)1000
КВС-Г-З-1200-4,0(8,0)КВС-Г-П-1200-4,0(8,0)1200

Технические характеристики и параметры КВС-Г-З(П)

Наименование параметров

Значение параметров

Рабочее давление, МПа

4,0 (8,0)

Расчетное давление, МПа

4,0 (8,0)

Рабочая температура среды, °C

от -20 до +80

Расчетная температура стенки, °C

20

Минимально допустимая отрицательная температура стенки, °С

-45 (-60)

Наименование рабочей среды

Природный газ, по­пут­ный неф­тя­ной газ

Характеристика рабочей среды

Класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76

2, 3, 4

Категория взрывоопасности среды по ГОСТ 12.1.011-78

IIА

Группа взрывоопасности среды по ГОСТ 12.1.011-78

Т3

Пожароопасность по ГОСТ 12.1.004-91

Пожароопасная

Расчетный срок службы, лет

20

www.td-neftegaz.ru

Узлы запуска, пропуска и приема СОД.

Узлы запуска, пропуска и приема СОД должны выполнять следующие функции:

- запуск внутритрубных очистных, диагностических и разделительных устройств;

- прием внутритрубных очистных, диагностических, герметизирующих и разделительных устройств;

- пропуск внутритрубных очистных, диагностических, герметизирующих и разделительных устройств.

Расстояние между УЗПП СОД обосновывается в проекте с учетом технических характеристик внутритрубных диагностических приборов и физико-химических показателей перекачиваемой нефти (содержание парафина, вязкость, температура застывания и т.д.). Максимальная протяженность участка магистрального нефтепровода между узлами запуска и приема СОД должна быть:

- для нефтепровода условным диаметром до 400 мм включительно - 120 км;

- для нефтепровода условным диаметром от 500 до 1200 мм - 280 км.

Стационарные узлы запуска и приема СОД предусматриваются на магистральном нефтепроводе, на лупингах и отводах протяженностью более 3 км и резервных нитках переходов через водные преграды и болота независимо от их протяженности.

На промежуточных НПС, на которых не предусматривается запуск и прием СОД, должны быть установлены узлы пропуска СОД, обвязка которых обеспечивает пропуск СОД как с остановкой, так и без остановки НПС.

В состав узлов запуска и приема СОД входят следующие объекты и сооружения:

- камера запуска средств очистки и диагностики с устройством передней запасовки;

- камера приема средств очистки и диагностики;

- емкость дренажная (подземная горизонтальная) с погружным насосом, с установленным на ней дыхательным клапаном, огнепреградителем и сигнализатором уровня;

- технологические трубопроводы с соединительными деталями и запорной арматурой;

- периметральное охранное освещение, ограждение и инженерно-технические средства охраны;

- система энергоснабжения и молниезащиты;

- система электрохимической защиты от коррозии;

- средства контроля и управления;

- грузоподъемные механизмы для перемещения, запасовки и извлечения СОД;

- обвалование;

- подъездная автомобильная дорога.

В зависимости от расположения узлов запуска и приема СОД на магистральном нефтепроводе предусматриваются разные технологические схемы и порядок выполнения технологических операций (параллельное- соосное расположение камер приема-запуска, для станций с резервуарным парком или без него и т.п.).

В комплектацию камер запуска, приема СОД входят:

- грузоподъемные механизмы для перемещения, запасовки и извлечения СОД;

- площадки обслуживания (для камер Ду 400 и более);

- датчик контроля герметичности;

- датчик давления класса точности не ниже 0,25;

- манометр класса точности не ниже 1;

- сигнализатор прохода СОД;

- поддон для сбора нефтешлама (в комплекте с камерой приема).

Камеры запуска и приема СОД в зависимости от условий эксплуатации должны приниматься следующих климатических исполнений и категорий размещения по ГОСТ 15150.

Конструкция камер запуска и приема СОД должна быть рассчитана для эксплуатации с рабочим давлением не более 8,0 МПа и в районах установки с сейсмичностью не более 9 баллов по шкале MSK-64.

Общий вид камер запуска и приема СОД показан на рисунке 13.6.а-13.6.б. Размеры DH , Dp и L для различных диаметров трубопроводов приводятся в специальных таблицах [34] .

Рисунок 13.6.а. – Камера запуска СОД

Рисунок 13.6.б – Камера приема СОД

Для дренажа нефти из камер запуска, приема и примыкающим к камерам надземной части технологических трубопроводов, устанавливается подземная горизонтальная дренажная емкость. На каждом узле запуска, узле запуска-приема или узле приема СОД должна быть установлена одна емкость, минимальный объем которой должен приниматься в соответствии со специальными нормативами.

На каждой дренажной емкости устанавливается следующее оборудование:

- центробежный, вертикальный насос с электродвигателем;

- клапан дыхательный со встроенным огнепреградителем Ду 100, пропускной способностью 150 м3/ч;

- замерный люк Ду 150;

- люк-лаз, Ду 800;

- патрубок Ду 800 для установки электронасосного агрегата;

- сигнализатор уровня.

На узлах запуска и приема СОД для откачки нефти из дренажной подземной емкости на ее патрубке следует устанавливать погружной насос с электродвигателем во взрывозащищенном исполнении. Конструкция патрубка должна обеспечивать надежную установку погружного электронасосного агрегата.

На дренажных емкостях предусматривается два патрубка для присоединения трубопроводов дренажной и газовоздушной линий (для сброса газовоздушной смеси)..

Технологическая схема узла запуска-приема СОД с параллельным расположением камер на НПС с резервуарным парком изображена на рисунке 13.6.в.

Dy - условный диаметр магистрального нефтепровода, мм
D1 - условный диаметр трубопровода при работе минуя НПС, мм
D2 - условный диаметр трубопровода подвода нефти, мм
D3 - условный диаметр трубопроводов отвода нефти, мм
D4 - условный диаметр дренажных и вспомогательных трубопроводов, мм
D5 - условный диаметр трубопровода газовоздушной линии, мм
Д - патрубок для подачи пара или инертного газа
Ж - патрубок для установки запасовочного устройства
- блокировочные трубопроводы и арматура
- запорная арматура с электроприводом
- манометр
- датчик давления
- направление потока нефти

Рисунок 13.6.в - Технологическая схема узла запуска-приема СОД с параллельным расположением камер на НПС с резервуарным парком

Эта схема обеспечивает выполнение следующих операций:

- перекачку нефти, минуя НПС, при открытых задвижках № 1, 6, 7, 10 и закрытых задвижках № 2-5, 8, 9;

- перекачку нефти через НПС, минуя камеры запуска и приема, при открытых задвижках № 1, 4, 5, 10 и закрытых задвижках № 2, 3, 6-9;

- заполнение нефтью камеры запуска из магистрального нефтепровода, до начала пуска СОД, через систему дренажных и вспомогательных трубопроводов При изменении уровня в емкости более чем на 0,3 м камера считается заполненной;

- запуск СОД в случае работы НПС при открытых задвижках № 2, 3, 4, закрытии задвижки № 1, и закрытых задвижках № 6-9;

- запуск СОД в случае остановки НПС при открытых задвижках № 2, 3, 6, 7, 10, закрытии задвижки № 1, и закрытых задвижках № 4, 5, 8, 9;

- прием СОД в случае работы НПС при открытых задвижках № 5, 8, 9 и закрытых задвижках № 2, 3, 6, 7;

- прием СОД в случае остановки НПС при открытых задвижках № 1, 6-9 и закрытых задвижках № 2, 3, 4, 5, 10;

- дренаж нефти из камеры запуска СОД и прилегающих надземных участков трубопроводов в дренажную подземную емкость при открытом воздушнике на газовоздушной линии;

- дренаж нефти из камеры приема СОД и прилегающих надземных участков трубопроводов в дренажную подземную емкость при открытом воздушнике на газовоздушной линии.;

- откачку нефти из дренажной подземной емкости в приемный коллектор НПС;

- откачку нефти в передвижную емкость при закрытых задвижках № 2, 3, 8, 9,;

- подачу пара или инертного газа во внутреннюю полость камеры запуска СОД через патрубок Д при открытом воздушнике на газовоздушной линии;

- подачу пара или инертного газа во внутреннюю полость камеры приема СОД через патрубок Д при открытом воздушнике на газовоздушной линии и открытой задвижке этой линии.

Технические указания:

1 Заполнение нефтью камеры запуска (приема) СОД условным диаметром до 250 мм включительно из магистрального нефтепровода следует осуществлять с производительностью не более 10 м3/ч, условным диаметром от 300 до 500 мм включительно не более 25 м3/ч, условным диаметром от 700 до 1200 мм – с производительностью не более 50 м3/ч.

2 Скорость заполнения камер из магистрального нефтепровода регулируется регулирующим органом. Степень регулировки определяется с помощью пробного заполнения подземной дренажной емкости в период пуско-наладочных работ. Изменение уровня в дренажной емкости во время пробного заполнения должно определяться с помощью переносного уровнемера. При достижении уровня 2/3 от максимального заполнении подземной емкости следует прекратить путем закрытия задвижки № 9. Повторное заполнение производить после полной откачки нефти из емкости.

3 Воздушники на газовоздушной линии следует использовать только для подачи воздуха во внутреннюю полость камер СОД при дренаже.

4 В период между пропусками СОД по магистральному нефтепроводу узел запуска-приема должен находиться в следующем состоянии:

- камера запуска, камера приема, дренажная подземная емкость и трубопроводы технологической обвязки опорожнены от нефти;

- задвижки № 2, 3, 8, 9, закрыты;

- камера приема, поддон и дренажная подземная емкость зачищены от нефтешлама.

5 Последовательность открытия и закрытия задвижек при производстве всех технологических операций должна устанавливаться «Инструкцией по запуску и приему СОД», которая утверждается главным инженером ОАО МН.

Узлы пропуска СОД могут устанавливаться на НПС (обычно промежуточных) при работе их на один или два параллельных нефтепровода.

Технологическая схема узла пропуска СОД при работе нефтеперекачивающей станции на один нефтепровод приведена на рисунке 13.6.г.

- основные технологические трубопроводы
- задвижка с электроприводом
- обратный клапан
- направление потока нефти

Рисунок 13.6.г - Технологическая схема узла пропуска СОД

Технологическая схема узла пропуска СОД на нефтеперекачивающей станции обеспечивает выполнение следующих операций:

- перекачку нефти через НПС при открытых задвижках № 4, 5, 6, 7, 10, 11 и закрытых задвижках № 1, 2, 3, 8, 9;

- пропуск СОД через отключенную НПС при открытых задвижках № 1, 2 и закрытых задвижках № 3-11;

- перекачку нефти минуя НПС через байпасный трубопровод с обратным затвором при открытых задвижках № 4, 5, и закрытых задвижках № 1, 2, 3, 6, 7, 8, 9, 10, 11;

- прием СОД в камеру пропуска при открытых задвижках № 2, 3, 4, 5, 6, 9, 10, 11 и закрытых задвижках № 1, 7, 8;

- запуск СОД из камеры пропуска при открытых задвижках № 1, 4, 5, 7, 8, 10, 11 и закрытых задвижках № 2, 3, 6, 9.

Технические указания:

1 Последовательность открытия и закрытия задвижек при производстве всех технологических операций должна устанавливаться «Инструкцией по пропуску СОД», которая утверждается главным инженером ОАО МН.

Дата добавления: 2018-05-10; просмотров: 3417; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Похожие статьи:

poznayka.org


Смотрите также