Линейная часть магистральных нефтепроводов

Рис. 1. Структура основных направлений реконструкции линейной части магистральных нефтепроводов

Одной из задач реконструкции линейной части магистральных нефтепроводов является повышение их надежности путем снижения уровня напряжений в металле труб. [c.83]

РД 39-0147103-361-86. Руководящий документ. Методика по выбору параметров труб и поверочного расчета линейной части магистральных нефтепроводов на малоцикловую прочность. Введ.01.01.87 до 01.01.90.- Уфа ВНИИСПТнефть, 1987.-30 с. [c.416]

РД 39-30-298-79. Методика установления нормативного уровня надежности линейной части магистрального нефтепровода. [c.291]

Исходя из предложенного определения реконструкции системы магистральных нефтепроводов, выделим и сформулируем проблемы, относящиеся к линейной части магистральных нефтепроводов. [c.83]

Линейная часть магистрального нефтепровода — совокупность участков нефтепровода, соединяющих нефтеперекачивающие станции между собой, либо с приемосдаточными пунктами, и сооружений, входящих в состав нефтепровода. К сооружениям линейной части магистрального нефтепровода относятся собственно трубопровод, переходы через естественные и искусственные препятствия, линии электропередач и технологической связи, установки электро- [c.473]

В условиях возросших требований к вопросам экологии, безопасности и многократного возрастания прямых и косвенных затрат на ликвидацию последствий аварий на линейной части магистральных нефтепроводов стала особо актуальной проблема сохранения работоспособности нефтепроводов путем своевременного и эффективного проведения ремонтных работ. [c.96]

Линейная часть магистральных нефтепроводов [c.333]

РД 39-0147103-361-86. Методика по выбору параметров труб и поверочного расчета линейной части магистральных нефтепроводов на малоцикловую прочность. - Уфа ВНИИСПТнефть, 1987. - 30 с. [c.157]

Например, на нефтепроводе Туймазы-Уфа-П (0 377 мм), построенном в 1950 году, внутритрубная диагностика на участке протяженностью 52 км выявила в сварных соединениях и стенках труб более 5000 дефектов различного характера (потери металла, вмятины, гофры, расслоения, коррозионные повреждения стенки трубы, дефекты сварных соединений и т.п.). Эти повреждения снижают несущую способность линейной части магистрального нефтепровода по сравнению с проектной, что приводит к увеличению вероятности отказов и уменьшению срока безопасной эксплуатации нефтепровода. [c.4]

Одними из эффективных методов, способствующих повышению безотказности линейной части магистральных нефтепроводов, являются периодическое выключение их из работы и проведение повторных гидравлических испытаний (водой) под давлением, при котором в теле трубы должны развиваться напряжения, близкие к пределу текучести металла, с учетом длительности и циклического характера их нагружения. Этот метод дает возможность выявлять подросшие дефекты в трубах в управляемом режиме, т. е. исключать внезапные (случайные) отказы. [c.727]

Целью аттестации сварочных постов является определение соответствия количества и качества используемого основного и вспомогательного сварочного оборудования, инструмента, материалов, документации, персонала требованиям нормативов для осуществления сварочных работ, требованиям охраны труда и промышленной безопасности при строительстве, капитальном и аварийном ремонтах линейной части магистральных нефтепроводов (МН), переходов МН, резервуаров и технологических трубопроводов резервуарных парков и НПС. [c.24]

Работами кафедры технологии металлов УНИ установлено, ЧТО одной из причин разрушения линейной части магистральных нефтепроводов является малоцикловая усталость. [c.24]

Установки катодной и дренажной защиты линейной част магистральных нефтепроводов в течение значительного времени работают без надзора, являясь необслуживаемыми объектами,, причем, как показывает практика эксплуатации, они нередка выходят из строя, оставляя нефтепроводы без защиты от подземной коррозии. [c.57]

Обеспечение бесперебойного электроснабжения всех потребителей электроэнергии линейной части магистральных нефтепроводов. [c.215]

В настоящее время для контроля за работой средств ЭХЗ во многих нефтепроводных управлениях широко применяется авиация, которая сочетает контроль с функциями надзора за линейной частью магистрального нефтепровода. Но для контроля устройства ЭХЗ необходима посадка вертолета, что связано с большими затратами летного времени и нерациональным использованием рабочего времени персонала службы ЭХЗ. [c.57]

Настоящий регламент устанавливает порядок выполнения приемо-сдаточных испытаний, входного контроля, технического обслуживания, ремонта запорной арматуры и обратных затворов линейной части магистральных нефтепроводов, технологических и вспомогательных трубопроводов НПС и систем пожаротушения. Настоящий регламент вводится взамен регламента ОР-08.00-60.30.00-КТН-012-1-04 Регламент входного контроля, технического обслуживания, ремонта, технического освидетельствования запорной арматуры и обратных затворов объектов МН ОАО АК Транснефть , утвержденного 24 сентября 2004 г. [c.44]

Регламент распространяется на запорную арматуру (задвижки, шаровые краны), обратные затворы линейной части магистральных нефтепроводов, технологических и вспомогательных трубопроводов НПС, систем пожаротушения объектов магистральных нефтепроводов условным проходом от 50 до 1200 мм включительно. [c.44]

Получив сообщение по телефону от частного лица о выходе нефти на линейной части магистрального нефтепровода, диспетчеры РДП и ТДП, управляющие технологическим участком, обязаны [c.526]

Статистика аварий на линейной части магистральных нефтепроводов компании "Транснефть" говорит о резком снижении средней на 1000 км интенсивности аварий в 1970-1980 гг. и практическом прекращении снижения этого показателя в 80-е годы (табл. 18). Это означает, что традиционные способы обеспечения надежности трубопроводов почти исчерпаны и дальнейшее ее повышение связано с разработкой и внедрением новых методов и технологий. [c.203]

Одним из важных факторов, влияющих на рост объемов реконструкции, является возраст трубопроводов. Длительная эксплуатация объектов магистральных трубопроводов привела к их значительному моральному и физическому старению. Под моральным старением понимается несоответствие технического уровня установленного ранее оборудования и конструктивных решений отдельных участков и узлов линейной части МН современным требованиям, например по единичной мощности и КПД агрегатов, показателям эксплуатационной надежности. Под физическим старением следует понима1ь ухудшение параметров технического состояния нефтеперекачивающего оборудования и линейной части магистральных нефтепроводов в процессе эксплуатации. [c.82]

На основе проведенного всестороннего анализа фактической надежности и безопасности действующих МН нами составлена структура основньгх направлений реконструкции сложных участков линейной части магистральных нефтепроводов (рис. 1). [c.83]

Фокин М.Ф.,Трубицин и др. Методы восстановления несущей способности линейной части магистральных нефтепроводов.-М. ВНИИОЭНГ, 1986. - 36 с. [c.159]

Черняев К.В. Прогнозирование остаточного ресурса линейной части магистральных нефтепроводов на основе внутритрубной дефектоскопии Дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук. - Уфа, 1995. - 201 с. [c.106]

Наряду с применением систем контроля утечек используются системы защиты магистральных трубопроводоц от аварийных ситуаций. Часто одной из причин аварий на линейной части магистральных нефтепроводов, работающих в режиме из насоса в насос , является внезапное отключение промежуточных насосных станций, вызывающее распространение волны повышения давле-188 [c.188]

Линейная часть магистральных нефтепроводов, включая ответвления и лупинги Шиберная задвижка А [c.58]

Арматура линейной части магистральных нефтепроводов, включая ответвления и лупинги 12 ТР [c.59]

Арматура линейной части магистральных нефтепроводов, включая ответвления и лупинги 12 (при выполнении ТР) или при выявлении негерме-тичности после проведения очистки нефтепровода перед проведением плановых ремонтных работ (отсекающая ремонтный участок арматура) [c.60]

Запорная арматура. На линейной части магистральных нефтепроводов, технологических трубопроводах насосных станций и резервуарных парках эксплуатируются более 65 тыс. задвижек (с электроприводом) диаметром (Ду) от 300 до 1200 мм на давление (Ру) от 1,6 до 8,0 МПа и обратных клапанов Ду от 300 до 1000 мм, Ру от 4,0 до 8,0 МПа. Из этого количества более 35 тыс. задвижек и обратных клапанов импортного производства фирм Грове, Гульде-Регель, Валтек, Марубени, Па- [c.204]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология