4. Рабочая документация
Состав рабочей документации определяется соответствующими государственными стандартами и уточняется заказчиком и проектировщиком в заключаемом договоре.
Рекомендуемый состав рабочей документации таков:
1. Рабочие чертежи для производства строительных и монтажных работ.
2. Рабочая документаций на строительные изделия.
3. Спецификации оборудования, изделий и материалов.
4. Ведомости объемов строительных и монтажных работ.
5. Сметная документация.
6. Конструкторская документация на изготовление нестандартизированного оборудования, конструкций узлов и деталей.
7. Другая документация, предусмотренная соответствующими стандартами
трубопровод,
линейная запорная арматура
- переходы через автомобильные и железные дороги
- надземные переходы через овраги, ущелья и т. п.;
узлы пуска и приема средств очистки и диагностики (СОД
станции противокоррозионной (катодной, дренажной) защиты трубопровода;
линии связи и электропередачи.
вдольтрассовые дороги, аварийно-восстановительные пункты (АВГ1), дома линейных ремонтеров, вертолетные площадки.
5. Типы и характеристики центробежных нагнетателей
В настоящее время на предприятиях магистрального транспорта газа применяются центробежные газоперекачивающие агрегаты (ГПА) с приводом от газовых турбин и реже с приводом от электродвигателей. Различают полнонапорные центробежные нагнетатели (ЦН) со степенью повышения давления (степенью сжатия) в одном агрегате г = 1,45... 1,5 и неполнонапорные нагнетатели, степень повышения давления у которых составляет е = 1,2... 1,3. Для расчетов режимов работы КС применяются характеристики ЦН. Одним из универсальных видов является приведенная характеристика ЦН , представляющая собой зависимость степени повышения давления е, политропического коэффициента полезного действия и приведенной относительной внутренней мощности от приведенной объемной производительности при различных значениях приведенных относительных оборотов. Приведенная характеристика центробежного нагнетателя по методике ВНИИГаза
6. Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода
В состав магистрального нефтепровода входят следующие комплексы сооружений (рис. 3.1):
• подводящие трубопроводы;
• головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС);
• промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС);
• конечный пункт (КП);
• линейные сооружения.
Рисунок 3.1 — Схема сооружений магистрального нефтепровода:
1 — промыслы; 2 — нефтесборный пункт; 3 — подводящие трубопроводы; 4 — головная нефтеперекачивающая станция; 5 — линейная задвижка; 6 — подводный переход; 7 — переход под железной дорогой; 8 — промежуточная нефтеперекачивающая станция; 9 — надземный переход через овраг (ручей); 10 — конечный пункт нефтепровода (нефтебаза); 11 — пункт налива нефти в железнодорожные цистерны; 12 — перевалка на водный транспорт; 13 — пункт сдачи нефти на нефтеперерабатывающем заводе.
Подводящие трубопроводы связывают источники нефти (промысловый нефтесборный пункт) с головной нефтеперекачивающей станцией. Головная нефтеперекачивающая станция магистрального нефтепровода обеспечивает прием нефти с установок подготовки и закачку ее в трубопровод. Промежуточные нефтеперекачивающие станции предназначаются для поддержания необходимого давления в магистральном нефтепроводе в процессе перекачки. В завершение пути следования нефть поступает на конечный пункт. Здесь производится ее прием, учет, перевалка на другие виды транспорта или сдача потребителю.
К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся: