Аварийно восстановительного ремонта магистральных нефтепроводов

Гумеров А Г: Аварийно-восстановительный ремонт магистральных нефтепроводов

Авторы: Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Гумеров Р.С., Векштейн М.Г.

Название: Аварийно-восстановительный ремонт магистральных нефтепроводов

Год издания: 1998

Рассмотрен комплекс задач аварийно-восстановительных работ на магистральных нефтепроводах.

Даны общие принципы технического обслуживания магистральных нефтепроводов, описаны виды и причины их повреждений. Освещены вопросы организации ремонтно-восстановительной службы. Большое внимание уделено технологии аварийного ремонта нефтепроводов, проложенных в различных условиях, а также техническим средствам, применяемым при ремонте. Приведены мероприятия по охране окружающей среды при аварийном ремонте магистральных нефтепроводов.

Для специалистов нефтяной и газовой промышленности.

Содержание:

Введение
1 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
1.1. Назначение и состав работ технического обслуживания и ремонта
1.2. Контроль за техническим состоянием действующих нефтепроводов
1.3. Методы и средства контроля герметичности нефтепроводов

2 ВИДЫ И ПРИЧИНЫ ПОВРЕЖДЕНИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
2.1. Коррозионные повреждения трубопроводов
2.2. Влияние внешних воздействий на техническое состояние подземных трубопроводов
2.3. Дефекты труб, сварных швов и монтажа
2.4. Отказы нефтепроводов вследствие нарушения правил эксплуатации
2.5. Повреждения подземных трубопроводов от эксплуатационных нагрузок и воздействий

3 ОРГАНИЗАЦИЯ АВАРИЙНО-ВОССТАНОВИТЕЛЬНОГО РЕМОНТА НЕФТЕПРОВОДОВ
3.1. Основное содержание организации ремонтно-восстановительной службы
3.2. Техническое оснащение аварийной службы
3.3. Организация аварийно-восстановительных работ
3.4. Особенности организации ремонтной службы в сложных условиях

4 ТЕХНОЛОГИЯ АВАРИЙНО-ВОССТАНОВИТЕЛЬНОГО РЕМОНТА НЕФТЕПРОВОДОВ
4.1. Характеристика аварийного ремонта нефтепроводов
4.2. Технология ликвидации аварий
4.3. Способы выполнения земляных работ при аварийном ремонте

4.4. Ремонт дефектов труб и сварных швов
4.5. Ремонт узлов соединения трубопроводов
4.6. Ликвидация повреждений на линейной арматуре

5 ЗАМЕНА ПОВРЕЖДЕННЫХ УЧАСТКОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
5.1. Технология замены поврежденного участка нефтепровода
5.2. Освобождение аварийного участка нефтепровода от нефти и обратная закачка нефти в нефтепровод
5.3. Герметизация внутренней полости нефтепровода
5.4. Замена поврежденного участка с использованием энергии взрыва
5.5. Сварочно-монтажные работы при замене поврежденного участка

6 АВАРИЙНЫЙ РЕМОНТ НЕФТЕПРОВОДОВ В СЛОЖНЫХ УСЛОВИЯХ
6.1. Особенности ремонта нефтепроводов в сложных условиях
6.2. Повышение несущей способности поверхности болот
6.3. Укрепление стенок ремонтного котлована на болотах
6.4. Сооружение ремонтного котлована с применением герметичных камер

7 ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА И ПРИСПОСОБЛЕНИЯ ДЛЯ АВАРИЙНОГО РЕМОНТА НЕФТЕПРОВОДОВ
7.1. Транспортные средства аварийных служб
7.2. Землеройные машины и механизмы
7.3. Грузоподъемные машины и приспособления
7.4. Средства откачки и обратной закачки нефти
7.5. Средства малой механизации

8 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ АВАРИЙНОМ РЕМОНТЕ НЕФТЕПРОВОДОВ
8.1. Загрязнение окружающей среды при авариях на магистральных нефтепроводах
8.2. Методы и средства охраны водных объектов
8.3. Охрана и рекультивация почв
8.4. Правовые, экономические и организационные вопросы охраны окружающей среды при аварийном ремонте нефтепроводов

Источник

Аварийно-восстановительный ремонт нефтепроводов

Лекция 8

Авариейна магистральном трубопроводе считается истечение нефти в результате полного разрушения или повреждения нефтепровода или его элементов, сопровождаемые одним из следующих событий:

смертельным травматизмом людей;

травмированием людей с потерей трудоспособности;

воспламенением нефти или взрывом ее паров;

загрязнением рек, водоемов и водотоков сверх пределов, установленных стандартом на качество воды;

утечками нефти объемом 10 м 3 и более.

Инцидентом на объектах МН является отказ или повреждение оборудования, отклонения от режима технологического процесса, нарушения законодательных и правовых актов РФ и нормативных документов, устанавливающих правила веде­ния работ на объектах МН, которые могут сопровождаться утечками нефти объемом менее 10 м 3 без воспламенения нефти или взрыва ее паров, без загрязнения водотоков.

При эксплуатации МН имеют место два основных вида повреждений линейной части:

сквозные коррозионные повреждения (свищи);

трещины и разрывы в стенке трубопровода и сварных стыках.

Эти повреждения вызываются следующими причинами:

— коррозией металла из-за некачественной изоляции, нали­чия блуждающих токов, неудовлетворительной работой элек­трозащиты и т.д.;

— скрытыми дефектами труб, дефектами сварки при монта­же трубопроводов, нарушением технологии монтажа;

— нарушением правил эксплуатации;

— внешними воздействиями (повреждение посторонними лицами, наезд тяжелого транспорта, оползни и др.).

Быстрое обнаружение нарушений герметичности и ее оперативное устранение позволяют существенно снизить ущерб от повреждений трубопровода.

Объем выхода нефти в окружающую среду при потере герметичности зависит от диаметра трубопровода, расстояния между задвижками, рельефа местности, времени его обнару­жения и устранения. Количество вытекшей нефти может оказаться значительным даже при относительно небольшом повреждении, если оно считается незамеченным в течение длительного времени.

С учетом указанных факторов проверка герметичности является основной целью контроля технического состояния собственно трубопровода.

Ликвидация аварий, аварийных утечек нефти и их последствий на объектах магистральных нефтепроводов должна выполняться силами и средствами центральной ремонтной службы (ЦРС) с привлечением, при необходимости, сил и средств сторонних организаций.

ЦРС является структурным подразделением районного нефтепровода управления (РНУ). В состав этой службы вхо­дят:

Участок аварийно-восстановительных работ (УАВР);

Участок откачки нефти из трубопроводов (УОН);

Участки устранения дефектов на линейной части магист­ральных нефтепроводов и технологических трубопроводах НПС (УУД).

Границы обслуживания ЦРС рекомендуется устанавливать в пределах протяженности нефтепроводов, эксплуатируемых РНУ.

В обязанности ремонтной службы входят следующие функции:

— локализация и ликвидация отказов, аварий и несанкцио­нированных врезок;

— откачка нефти из трубопроводов при проведении плано­вых и аварийно-восстановительных работ;

— проведение плановых работ на линейной части магист­ральных нефтепроводов и технологических трубопроводов НПС по выборочному ремонту дефектов, замене дефектных участков, запорной арматуры и фасонных изделий;

— выполнение основных видов работ, направленных на пре­дупреждение аварий по заявкам ЛПДС (НПС) и служб РНУ, заданиям, графикам и распоряжениям ОАО МН;

— обеспечение постоянной готовности автотракторной и специальной техники, оборудования к проведению и выпол­нению возложенных на ЦРС задач;

— планирование работ и отчетность по выполненным рабо­там, оформление и ведение технической документации;

— экспериментальная отработка и внедрение новых техноло­гий и технических средств, предназначенных для предупреж­дения и ликвидации аварий;

— организация проведения обучения и аттестация работни­ков ЦРС;

— организация работ по охране труда и пожарной безопас­ности;

— содержание неснижаемого запаса ГСМ, резерва запчастей и материалов;

— организация и внедрение мероприятий, обеспечивающих охрану окружающей среды при выполнении плановых и ава­рийных работ.

Функции Участков заключаются в следующем:

1.Участок аварийно-восстановительных работ:

— локализация и ликвидация отказов, аварий и несанкцио­нированных врезок;

— выполнение различных работ на территории НПС базиро­вания;

— проведение учебно-тренировочных занятий; техническое обслуживание закрепленной спецтехники, оборудования и приспособлений.

2. Участок откачки нефти из трубопроводов:

— откачка нефти из трубопроводов при проведении плано­вых и аварийно-восстановительных работ;

— гидроиспытание запорной арматуры, трубных узлов, труб перед монтажом, выполняемым Участком аварийно-восстано­вительных работ и Участком устранения дефектов;

— вытеснение нефти из отключенных и выведенных из экс­плуатации участков МН и подводных переходов путем закач­ки воды при плановых и аварийных работах;

— пропарка оборудования, используемого при откачке нефти и очистке внутренней полости трубопроводов;

— техническое обслуживание закрепленной спецтехники и оборудования.

3. Участок устранения дефектов на линейной части маги­стральных нефтепроводов и технологических трубопроводов НПС:

— устранение дефектов на линейной части МН;

— вытеснение опрессовочной жидкости после гидроиспыта­ний участков;

— вырезка «катушек» и монтаж заглушек для отключения участков МН для замены трубы при капитальном ремонте;

— подключение участков к действующим МН после выпол­нения строительно-монтажных работ по их замене или ре­монту;

— вырезка и замена задвижек и нестандартных соединитель­ных элементов на линейной части МН и технологических трубопроводов НПС;

— заполнение нефтью участков после проведения плановых работ совместно с линейно эксплуатационной службой (АЭС);

— ревизия, сборка запорной арматуры и фасонных изделий в виде «катушки» перед установкой; изготовление вантузов;

— техническое обслуживание закрепленной спецтехники, оборудования и приспособлений.

Для объектов МН, в том числе участков нефтепроводов на подводных переходах через судоходные реки, НПС и перева­лочных нефтебаз МН, в соответствии с Постановлением Пра­вительства Российской Федерации от 21 августа 2000 г. № 613 в РНУ должны быть разработаны Планы ликвидации воз­можных аварий (ПЛА).

ПЛА для нефтепроводов должны быть разработаны для максимального объема разлившейся нефти, величина которо­го принимается следующей:

— при разрыве нефтепровода — сумма 25 % максимально­го объема перекачки в течение 6 ч и объема нефти между запорными задвижками на поврежденном участке нефтепро­вода;

— при повреждении стенки трубопровода — 2 %максималь­ного объема перекачки в течение 14 дней.

Планы ликвидации возможных аварий определяют дейст­вия должностных лиц ОАО МН и РНУ, ремонтного персонала ABC по проведению аварийно-восстановительных работ и ликвидации последствий аварий.

План ликвидации возможных аварий должен содержать оперативную и техническую части.

Оперативная частьПлана должна отражать сле­дующие вопросы:

— распределение обязанностей между отдельными службами и лицами, участвующими в ликвидации аварии, и порядок их взаимодействия;

— организация управления, связи и оповещения должност­ных лиц, которые должны быть немедленно извещены об аварии, с указанием телефонов и домашних адресов;

— порядок действия группы патрулирования в начальный пе­риод после обнаружения аварии;

— перечень мероприятий по спасению людей и оказанию им медицинской помощи;

— перечень сторонних организаций, предприятий, землевла­дельцев и других заинтересованных организаций, а также порядок их оповещения о возможном распространении раз­лившейся нефти для принятия совместных мер по обеспече­нию безопасности населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных объектов;

— маршруты следования групп патрулирования, техники и ремонтного персонала ABC к месту аварии;

— порядок, формы и сроки оформления документации об аварии.

Техническая часть Плана должна содержать:

— расчет объема предполагаемого стока и площадь растека­ния нефти, методы задержания и способы сбора нефти, ха­рактеристики водоемов или водотоков;

— расчет сил и средств для ликвидации аварии из условия, что время ее ликвидации в акватории должно быть не более 4 ч, а при разливе на почве — не более 6 ч;

— график выполнения работ по ликвидации аварии;

— перечень технической документации, необходимой для ор­ганизации и выполнения работ по ликвидации аварии;

— план и профиль участка нефтепровода с указанием всех подземных и наземных коммуникаций в техническом кори­доре;

— схему расположения вдольтрассовой ЛЭП и линейных по­требителей;

— описание методов ликвидации аварии на объекте МН;

— перечень мероприятий по обследованию состояния нефте­провода после ликвидации аварии, порядок закрытия и от­крытия линейных задвижек;

— перечень мероприятий по сбору и утилизации разлитой нефти, ликвидации последствий аварии;

— перечень мероприятий по охране окружающей среды;

— перечень мероприятий по сохранению качества нефти;

— обоснование времени доставки персонала и средств к мес­ту аварии;

— транспортную инфраструктуру в районе возможного раз­лива нефти.

С учетом конкретных факторов (диаметр трубопровода, погодно-климатические условия, профиль трассы и др.) рас­четная продолжительность работ по ликвидации аварий не должна превышать 80 ч в обычных условиях и может быть больше на 30 — 50 % при ликвидации аварий на болотах.

План ликвидации возможных аварий должен находиться у главного инженера РНУ, диспетчера РНУ, начальника ЛПДС (НПС), начальника ЦРС (СУПЛАВ- специализированное управление по предотвращению и ликвидации аварий) и оператора ЛПДС (НПС).

При получении сообщения об аварии на нефтепроводе оператор ЛПДС (НПС) должен сообщить об этом диспетчеру районного диспетчерского пункта (РДП) и начальнику ЛПДС (НПС).

Руководитель ЛПДС, на участке которого произошла ава­рия, после получения сообщения об аварии, обязан доложить о случившемся руководству РНУ и принять на себя руково­дство по ликвидации аварии до прибытия на место аварии руководителя работ от РНУ или ОАО МН.

Диспетчер РДП, получив сообщение об аварии, обязан:

— остановить перекачку нефти по аварийному участку неф­тепровода и отключить аварийный участок в режиме теле­управления;

— немедленно известить об аварии руководство РНУ, начальника ЦРС (СУПЛАВ), диспетчера ОАО МН диспетчера производственного технологического управления связи (ПТУС);

— организовать контроль за выездом аварийно-восстанови­тельной бригады и патрульной группы.

Диспетчер ОАО МН, получив известие об аварии, обязан:

— немедленно сообщить о возникновении аварии должност­ным лицам в соответствии со схемой оповещения по ПЛА;

— контролировать ход выполнения мероприятий по ликвида­ции аварии.

При поступлении сообщения об аварии для определения места повреждения трубопровода начальник ЛПДС (НПС) должен оперативно выслать на трассу нефтепровода патруль­ную (поисковую) группу для уточнения местоположения по­вреждения и закрытия линейных задвижек с целью локали­зации поврежденного участка, если их невозможно закрыть в режиме телеуправления с районного диспетчерского пункта.

Время на сбор патрульной группы устанавливается сле­дующим: в рабочее время — 0,5 ч, в нерабочее время — 2 ч. Время на обследование участка нефтепровода не должно превышать: в светлое время — 3 ч, в ночное время — 4 ч.

При обнаружении места выхода нефти на поверхность земли, водоема, водотока патрульная группа должна немед­ленно сообщить об этом начальнику ЛПДС, диспетчеру РДП, указав точное место аварии, обстановку на местности, харак­тер истечения и разлива нефти, наличие вблизи места аварии населенных пунктов, предприятий, водоемов, автомобильных и железных дорог и угрозы им от растекания нефти, состоя­ние подъездных дорог и проездов.

Кроме того, патрульная группа должна принять меры по предотвращению пожара, закрыть задвижки по команде дис­петчера РНУ, обозначить места выхода нефти, принять меры по локализации растекания нефти.

Выбор метода ликвидации повреждения зависит от вида дефекта. К аварийным дефектам обычно относят сквозные трещины в сварных швах и основном металле трубы, сквоз­ные коррозионные повреждения (свищи) и разрывы кольце­вых монтажных швов, продольных или спиральных сварных швов и по металлу трубы.

Одиночные дефекты в виде сквозных отверстий диамет­ром до 12 мм могут быть устранены забивкой стальных про­бок («чопиков») с последующей их обваркой. Для обеспече­ния плотности «чопики» изготавливают диаметром до 12 мм конической формы с уклоном поверхности не более 1:10. Отверстие для установки «чопика» формируется заранее по его диаметру с помощью сверла. «Чопик» не должен препятство­вать прохождению очистных и внутриинспекционных снаря­дов и выступать внутрь трубы более чем на 5 мм.

«Чопик» забивают до полного устранения течи, после чего наружную выступающую часть обваривают электросваркой с формированием на поверхности трубы усиления высотой не более 3 мм с шириной обварки 4 — 5 мм по периметру «чопи­ка». Не допускается устанавливать более одного «чопика» по периметру поперечного сечения нефтепровода. Расстояние между «чопиками» по продольной оси нефтепровода должно быть не менее 0,5 м.

При ремонте дефектов с небольшими утечками нефти разрешается использовать временные методы ремонта. В ча­стности, для прекращения течи нефти из нефтепровода могут применяться накладные элементы с уплотняющей проклад­кой, прижатой к поверхности трубы при помощи наружных центраторов, прижимных хомутов, струбцин или домкратов с последующей обваркой накладных элементов и установкой на них муфт временного ремонта.

Повреждения типа сквозных коррозионных свищей или несанкционированные врезки могут ремонтироваться при­варкой патрубков с заглушками.

Аварии и аварийные утечки на линейных задвижках лик­видируются в зависимости от вида неисправности следую­щим образом:

— в сальниковых устройствах — донабивкой уплотнений сальниковых камер с помощью специальных приспособлений после остановки перекачки при отсутствии избыточного дав­ления в нефтепроводе;

— во фланцевых соединениях (между крышкой и корпусом задвижки, на байпасах) — заменой прокладок, с остановкой перекачки нефти и, при необходимости, с опорожнением участка нефтепровода;

— при разгерметизации корпуса задвижки либо потере рабо­тоспособности запорного устройства — заменой задвижки на новую путем остановки перекачки нефти по нефтепроводу, опорожнением участка нефтепровода от нефти, вырезки де­фектной и монтажом новой задвижки. Поврежденную арма­туру вырезают таким же образом, как и поврежденный уча­сток трубопровода. Арматура соединяется с трубопроводом с переходниками заводского изготовления или «катушками» из труб с промежуточной толщиной стенки и длиной не менее 250 мм.

Согласно существующей НТД аварийно-восстановитель­ные работы на магистральных нефтепроводах с вырезкой дефектного участка проводятся в следующей организацион­но-технологической последовательности:

— сооружение земляного амбара и сбор в него нефти;

— подготовка ремонтной площадки и размещение на ней технических средств;

— вскрытие аварийного участка нефтепровода и сооружение ремонтного котлована;

— освобождение аварийного участка нефтепровода от нефти;

— вырезка дефектного участка нефтепровода;

— монтаж и вварка «катушки»;

— заварка контрольных отверстий и отверстий для отвода нефти;

— контроль качества сварных швов;

— пуск нефтепровода, вывод его на эксплуатационный режим;

— изоляция отремонтированного участка,

— засыпка нефтепровода, восстановление обвалования.

ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА И ПРИСПОСОБЛЕНИЯ ДЛЯ РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДОВ

Все технические средства, которые использу­ются при аварийном и капитальном ремонтах, для удобства изучения можно разделить на несколько групп:

— транспортные средства аварийных служб;

— землеройные машины и механизмы;

— грузоподъемные машины и приспособления;

— средства откачки нефти;

— специальные средства и приспособления.

Для производства аварийно-восстановительных работ на трассу нефтепровода необходимо доставлять людей, материа­лы, оборудование и приспособления независимо от времени года и местности, где произошла авария. В связи с этим в аварийных службах в основном применяется специализиро­ванный наземный транспорт высокой проходимости — это ав­томобили со всеми ведущими мостами, гусеничные машины с малыми удельным давлением на грунт, болотоходы.

Для перевозки персонала аварийно-восстановительных бригад к месту производства работ используются автобусы на шасси автомобилей КАМАЗ-4310, УРАЛ-4320. Салоны этих автомобилей рассчитаны на 20 — 30 человек, имеют автоном­ное отопление. Для перевозки мобильных групп применяются автомобили УАЗ различных модификаций с колесной форму­лой 4×4. Для работы в условиях болот хорошо зарекомендо­вали себя болотоходы серии ТТМ-3902 и ТТМ-4901 (пассажирские, со специальным и сварочным обору­дованием, пожарные).

Для транспортировки тяжелого оборудования: тракторов, бульдозеров, кранов-трубоукладчиков по шоссейным и про­филированным дорогам используются прицепы и полуприце­пы типа ЧМЗАП-83991 грузоподъемностью 58 т, ЧМЗАП-99865 грузоподъемностью 39 т, на пневмоколесном ходу с ав­томобилями-тягачами типа КрАЗ-6443, КЗКТ.

Для перевозки специального оборудования, приспособлений и материалов применяется современная техника с обо­рудованными кузовами в зависимости от перевозимых грузов на шасси автомашин повышенной проходимости КАМАЗ-4310, Урал-4320, МАЗ-642505, трубоплетевозы на шасси Урал-43204 с роспуском 8973-10.

Для обеспечения проживания персонала в полевых усло­виях используются передвижные вагоны-домики. Комплект­ность этих домов на колесах обеспечивает нахождение ре­монтных бригад в комфортных условиях. В оснащении бри­гад имеются вагоны-столовые, жилые вагоны для 4 — 8 чело­век, вагон-сауна, штабной вагон.

В условиях бездорожья иногда единственным транспорт­ным средством для доставки ремонтного персонала, оборудо­вания и материалов оказывается авиация. Для патрулирова­ния используют вертолеты Ми-2 и Ка-26, для перевозки бри­гад — вертолеты Ми-6 и Ми-8. Для перевозки крупногаба­ритных грузов (труб) на внешней подвеске с успехом приме­няют вертолет Ми-10К («летающий кран»).

Земляные работы, выполняемые при аварийном ремонте нефтепровода, весьма трудоемки. Они начинаются с локали­зации места повреждения, сооружения земляного амбара и рабочего котлована и заканчиваются рекультивацией земли. От того, насколько механизированы земляные работы, зави­сят степень влияния аварии на окружающую среду и быстро­та ее ликвидации.

Для выполнения земляных работ при ликвидации аварий применяются экскаваторы и бульдозеры. Экскаваторы на ко­лесном ходу мобильны, используются при ликвидации аварии в начальной стадии для возведения защитных сооружений, отыскания места повреждения трубопровода, вскрытия не­больших участков нефтепровода. Хорошо зарекомендовали себя одноковшовые экскаваторы УДС-114 на шасси автома­шины Татра-815, отечественные аналоги на шасси автомоби­лей-вездеходов.

Для выполнения значительных объемов земляных работ по вскрытию протяженных участков нефтепроводов, разработке котлованов больших объемов и возведении защитных соору­жений применяют экскаваторы на гусеничном ходу с объе­мом ковша до 1,6 м 3 и бульдозеры. Для разра­ботки замерзшего грунта бульдозеры оборудуются рыхлите­лями.

Прошел эксплуатационные испытания и хорошо зареко­мендовал себя плавающий экскаватор ТТМ-6901Э с экскава­торной установкой Мотовилихинского завода. Эта машина способна самостоятельно передвигаться по боло­там и работать на слабонесущих грунтах.

Для проведения аварийно-восстановительных работ на нефтепроводах используются различные грузоподъемные машины и приспособления. При аварийном ремонте линей­ной части нефтепровода чаще всего используются автокраны грузоподъемностью до 25 т, смонтированные на шасси автомобилей повышенной проходимости.

При работах на трубопроводах больших диаметров, мон­таже протяженных участков используются краны-трубоукладчики, в том числе со стрелами-опорами.

При капитальном и аварийном ремонте возникает необхо­димость откачки нефти из нефтепровода, перекачки нефти в параллельный трубопровод, земляной амбар, резинотканевые или сборно-разборные емкости, автоцистерны. После окон­чания ремонтных работ проводят сбор нефти из открытых нефтяных амбаров и обратную закачку собранной нефти в отремонтированный трубопровод.

Для выполнения указанных операций, а также для запол­нения водой магистральных нефтепроводов из открытых во­доемов при подготовке к гидравлическим испытаниям, для работы в качестве временной нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода применяют различные перека­чивающие агрегаты. В нефтепроводном транспорте основным таким средством является передвижная насосная установка в комплекте с насосно-транспортной машиной. В комплексе этих машин входят следующие технические средства: основ­ной и подпорный насосы, пакет быстроразборного полевого трубопровода, необходимую запорную арматуру, источник энергоснабжения, кран-манипулятор, средства освещения и пожаротушения. Энергетическое оборудование установлено во взрывозащищенном исполнении, силовые установки обо­рудованы искрогасителями.

Передвижные насосные установки ПНУ-1М состоят из двух машин: основной и вспомогательной, тех­нические характеристики представлены ниже.

Техническая характеристика насосной установки ПНУ-1

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник