Анализ современных методов ремонта дефектных участков магистральных нефтепроводов

Основные требования к проведению ремонта нефтепроводов различными методами. Установка патрубков с эллиптическим днищем и усиливающей накладкой. Основы метода ремонта по композитно-муфтовой технологии. Виды ремонтируемых дефектов с помощью муфты П-2.

Рубрика Производство и технологии
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 25.05.2017
Размер файла 2,1 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

- отметить маркером (мелом) границы и центр дефекта на трубопроводе, границы муфты симметрично относительно центра дефекта;

- отметить на участке с неснятым изоляционным покрытием реперную точку, измерить и записать расстояние между реперной точкой и серединой дефекта;

- установить сборное укрытие палаточного типа;

- провести дробеструйную обработку поверхности трубопровода в зоне ремонта и внутренней поверхности ремонтных полумуфт. Длина участка дробеструйной обработки должна быть равна длине муфты плюс 100-150 мм с каждой стороны. Качество поверхности, достигнутое при помощи дробеструйной обработки, должно соответствовать шведскому стандарту SVENSK STANDART SIS 05 59 00 Sa 2,5-Sa 3,0. Отмеченное на трубе место дефекта дробеструйной обработке не подвергать;

- отметить на подготовленном участке трубы (сверху) центр дефекта, используя расстояние от реперной точки. Нанести маркером (мелом) симметрично относительно центра дефекта две метки в окружном направлении, обозначающие границы муфты;

- установить полумуфты на трубопровод. Для монтажных работ использовать рымболты, вкрученные в отверстия установочных болтов. Полумуфты фиксировать на трубопроводе двумя цепными стяжками. При монтаже муфты на трубопровод установить величину зазора между полумуфтами для сварки продольного шва 3-4 мм с помощью мерных пластин;

- выполнить прихватку полумуфт сваркой одновременно (параллельно) двумя сварщиками с разных сторон труб. Предварительно места приварки прихваток разогреть газовой горелкой до температуры 100-1500С. Прихватки выполнять вдоль шва равномерно, на расстоянии примерно 0,5 м друг от друга, минимальная длина прихватки должна составлять 50 мм. Минимальное количество прихваток равно трем;

- отрегулировать кольцевой зазор в диапазоне 6-40 мм между муфтой и трубопроводом для исключения приварки к трубе, используя установочные болты. После регулировки вставить распорные клинья (на 6 и 12 часов) с каждого конца. Необходимое количество клиньев определяется геометрией трубы;

- приварить выводные планки для предотвращения образования дуговых кратеров на концах сварных швов;

- выполнить сварку двух корневых швов. Сварку продольных швов следует проводить одновременно. При протяженности шва более 1 м на каждом шве должны работать одновременно два сварщика. Предварительно места сварки разогревать газовой горелкой до температуры 100-150 0С. Контроль температуры проводить термическим карандашом в 4-х точках (при температуре 1000С он плавится). В процессе сварки проводить зачистку шлифовальной машинкой начала и конца каждой прихватки и окончательное заполнение корневого шва, который затем зачистить шлифовальной машинкой или металлической щеткой до металлического блеска;

- провести заполнение промежуточных слоев сварного шва. После окончания каждого промежуточного слоя провести зачистку сварного шва шлифовальной машинкой или металлической щеткой до чистого сплошного металла;

- срезать выводные планки, места их приварки зачистить;

- выполнить визуальный осмотр и обмер сварочного шва на муфте, контроль качества сварных швов неразрушающими методами контроля в соответствии с ГОСТ 3242-79 и [27]. Качество сварных швов должно соответствовать требованиям РД-08.00-60.30.00-КТН-046-1-05;

- отрегулировать кольцевой зазор между трубой и муфтой. Регулировку проводить установочными болтами с учетом геометрии трубы, при этом должна быть обеспечена величина зазора в диапазоне от 6 мм до 40 мм. Контроль величины зазоров проводится в нескольких местах с каждой стороны муфты через технологические отверстия;

- приготовить герметик. Соотношение смолы к наполнителю-отвердителю должно составлять 1:3. Герметик готовить порциями не более 10-12 л. Время отверждения приблизительно 15 минут;

- провести герметизацию краев кольцевого зазора;

- приготовить композитный состав;

- установить установочные болты заподлицо с внутренней поверхностью муфты. Данную операцию проводят после затвердевания герметика;

- смонтировать армированные прозрачные шланги для нагнетания композитного состава, контроля заполнения и выхода воздуха и резервный шланг;

- заполнить композитным составом кольцевой зазор через нижний входной патрубок. Композитный состав нагнетать до тех пор, пока резервный шланг не будет заполнен композитным составом затем пережать зажимом резервный шланг и продолжить заполнение кольцевого зазора до выхода композитного состава через верхнее выходные патрубки на 30-40 см. Шланги пережать зажимами. Операцию заполнения муфты композитным составом выполнять при температуре от +30С до+250С. Ремонтную конструкцию выдерживать в течение 24 часов при температуре от +30С до+250С для отверждения композитного состава;

- срезать заподлицо входные и выходные патрубки, контрольные и установочные болты;

- устранить все неровности, подтеки композитного состава на поверхности муфты и зачистить сварные швы;

- смонтировать перемычку между муфтой и трубой с помощью термитной или электродуговой сварки;

- произвести контроль качества ремонта;

- оформить акт на устранение дефекта в соответствии с ОР-13.01-45.21.30-КТН-002-1-03.

6. Ремонтная конструкция тип П-2

Состоит из двух центральных и двух технологических колец.

Рис. 6.1 Ремонтная конструкция П-2 состоящая из:

1. Центральные кольца

2. Технологические кольца

6.1 Виды ремонтируемых дефектов с помощью муфты П-2

Муфта П-2 устанавливается на

· Дефекты геометрии трубы - вмятины

· Дефекты стенки трубы; потеря металла наружная и внутреннея, трещины по телу трубы, расслоение, вварные заплаты не превышающие Dн

6.2 Монтаж ремонтной конструкции П-2 на трубопроводе

Установка обжимной приварной муфты (тип П-2) производится в следующей последовательности:

Перед началом ремонтных работ необходимо проверить соответствие муфт чертежам и провести визуальный их контроль.

Муфты, в случае необходимости, с наружной и внутренней поверхности должны быть очищены от ржавчины пескоструйной обработкой (или металлической щеткой).

Дефекты в виде трещин, закатов, вмятин на поверхности муфт не допускаются.

Выявленные поверхностные дефекты в виде царапин и задиров глубиной более 0,2 мм и не превышающие 5% толщины стенки муфты (м) устраняются зачисткой. Толщина стенки муфты в местах зачистки не должна выходить за пределы минусового допуска. Проверка толщины стенки должна проводиться ультразвуковым толщиномером. Необходимо также провести проверку фактической толщины стенки муфты, размеры кромок (угла скоса, величины притупления) для сварки продольных стыков муфт и перпендикулярность кромок для сварки кольцевых угловых швов (при приварке муфты или ее элементов к трубе нефтепровода).

Перед сборкой муфт необходимо провести очистку до металлического блеска кромок и прилегающих к ним наружной и внутренней поверхности муфт на ширину не менее 10,0 мм.

Производиться очистка трубопровода от старой изоляции на длину муфты плюс не менее 100 мм. в каждую сторону. Как правило, ручным способом (металлическими скребками).

Затем в месте установки муфты сошлифовываются продольные швы до усиления 0,5-1,0 мм. В местах нахождения кольцевых сварных швов и на 100 мм. в обе стороны производиться зачистка трубы. В местах установки муфт, особенно в случае приварки муфты или ее элементов к трубе нефтепровода, должна быть проведена проверка на наличие внутренних дефектов стенки трубы. Контроль стенки по периметру трубы должен проводиться ультразвуковым толщиномером через каждые 50 мм по линии сварки и на расстоянии 50 мм в обе стороны от линии сварки. В случае наличия в контролируемой зоне внутренних дефектов (расслоений) приварка муфты к трубе не допускается.

Сборка муфты и ее фиксирование на трубе производится с помощью различных съемных приспособлений, которые обеспечивают обжатие муфты по отношению к трубе. В качестве сборочных приспособлений к применению рекомендуется наружные роликозвенные центраторы или гидравлические цепные приспособления, а также приспособления жесткой конструкции (рис.6.2).

Рис. 6.2 Приспособленя для монтажа муфты

А - гидравлическое цепное приспособление

Б - сборочное приспособление жесткой конструкции

Количество сборочных приспособлений определяется длиной муфты или ее элементами и составляет не менее 2-х на каждый метр длины.

При установке муфты на трубу запрещается наносить удары кувалдой или другими предметами с целью получения необходимого обжатия.

После сборки на трубе двух полуобечаек необходимо проводить проверку зазора и смещения стыкуемых кромок. Одновременно должен проводиться контроль за величиной зазора между стенками муфты (или ее элементов) и основной трубой нефтепровода по всему периметру.

В случае несоответствия размеров муфты при установке на ремонтируемую трубу допускается их уменьшение до требуемых значений с помощью газовой резки с последующей обработкой кромок шлифмашинкой.

Как правило снимается одна полуобечаика и превышение размера муфты удаляется газовым резаком со скосом кромок, обрабатывается шлифовальной машинкой абразивным кругом.

Затем операция монтажа повторяется до получения требуемых зазоров.

После получения требуемых зазоров производится сварка продольных швов, затем кольцевых швов по обе стороны.

По обе стороны от центрального кольца устанавливают полуобечайки технологических колец, производят их сборку, аналогичную сборке «центрального кольца» после чего выполняют сварку продольных швов.

Затем выполняют сварку кольцевых швов в зоне «центральное кольцо - технологическое кольцо».

Наружные концы технологических колец к трубе не привариваются

7. Ремонтные манжеты Clock Spring

Ремонт трубопроводов с дефектами, вызванными коррозией или механическими повреждениями, представляет собой трудоемкий процесс, связанный с применением сварки, резки, соответствующего оборудования и высококвалифицированного персонала. В большинстве случаев для проведения ремонта трубопровода необходима его остановка, что приводит к значительным материальным затратам из-за простоя трубопровода.

Компания Clock Spring предлагает альтернативный способ ремонта газопроводов и трубопроводов диаметром 150-1430 мм для транспортировки жидких продуктов с помощью ремонтных манжет. Манжета изготовлена из специального листа высокопрочного композиционного материала толщиной 1,5 мм. В рабочем положении манжета имеет спирально-кольцевую форму, похожую на часовую пружину. Манжету крепят с помощью быстровысыхающего, но очень прочного клея. При этом создается композитная система, прочность которой выше, чем у новой трубы класса Х-80.

При установке манжет не требуется сварка, так как используется клей, создающий прочный контакт с поверхностью. В результате такие дефекты, как прожоги, хрупкость и растрескивание металла в зоне термического влияния, полностью исключаются. Практически во всех случаях ремонт можно проводить без остановки трубопроводов. Нет никакого риска загрязнения окружающей среды, поскольку нет необходимости вырезать участок трубопровода. Ремонт занимает не более 25 минут. Клей высыхает очень быстро и через 2 ч после установки манжеты ремонтную операцию можно считать законченной. Для выполнения работ не требуется дополнительных механизмов или высококвалифицированного персонала. Бригада из двух человек может быть обучена операции установки манжет в течение всего нескольких часов.

Длину манжеты выбирают в зависимости от диаметра трубы. Имеется широкий выбор типоразмеров манжет. Расчетная ширина и толщина манжет после установки должна составлять соответственно 30 см и 12,7 мм. Количество манжет выбирают в зависимости от протяженности дефектного участка трубы.

Последовательность установки манжет Clock Spring:

1. Для установки необходимо 152 мм свободного пространства под трубой и по бокам. После нанесения на поврежденное место наполнителя, равномерно распределяющего нагрузки, на трубу в месте начала намотки манжеты наносят самоклеющуюся полоску.

2. На поверхность трубы наносят клей. Ремонтную манжету наматывают на трубу, причем каждый последующий слой промазывают клеем. Память материала манжеты позволяет легко наматывать манжету на трубу.

3. Затягивают манжету вокруг трубы. Операторы при этом используют затяжной ремень и рычаг для полной стяжки и фиксации манжеты в необходимом положении.

4. Через 25 мин. установка завершена. Через 2 ч отремонтированный участок может быть изолирован и засыпан.

Манжеты были подвергнуты испытаниям рядом независимых исследовательских организаций под руководством Научно-исследовательского института газов (США), в результате которых была доказана надежность и прочность данной ремонтной системы.

Манжеты Clock Spring сертифицированы во многих странах, в том числе Госгортехнадзором России, а также Министерством транспорта США для ремонта и усиления как газо- , так и нефтепроводов для транспортировки жидких продуктов.

Ремонтные манжеты Clock Spring применяются для:

· ремонта трубы с наружным повреждением (коррозионным или механическим) стенки с глубиной дефекта до 80% толщины стенки трубы -- в том числе и криволинейных участков трубы,

· ремонта вмятин, глубиной до 6% диаметра трубы,

· ремонта коррозионных дефектов в зоне поперечного сварного стыка (используется две манжеты).

При глубине дефекта не более 50% ремонт может производиться без снижения давления.

Экономическая эффективность метода высока в связи с тем, что ремонт производится без остановки трубопровода, не требует вспомогательного оборудования и выполняется в шурфе.

Рис. 7.1 Установка манжеты Clock Spring

Ремонтная манжета Clock Spring состоит из:

· направленной высокопрочной композитной структуры,

· двухкомпонентного высокопрочного адгезива,

· мастики для передачи нагрузки с высоким сопротивлением сжатию.

После установки манжеты эти три компонента образуют единую сверхпрочную ремонтную систему.

Рис. 7.2 Структура манжеты Clock Spring

Установка манжеты заключается в выполнении четырёх операций:

1. Заполнение дефекта мастикой;

2. Оборачивание манжеты вокруг трубы с нанесением адгезива на каждый виток;

3. Затягивание манжеты на трубе до появления излишков адгезива и мастики по краям манжеты;

4. Изоляция зоны ремонта.

Рис. 7.3 Заполнение дефекта мастикой

Рис. 7.4 Оборачивание манжеты вокруг трубы

Рис. 7.5 Затягивание манжеты на трубе

Рис. 7.6 Изоляция зоны ремонта

Clock Spring -- единственная технология, гарантирующая срок службы отремонтированного участка 50 лет с момента установки на него манжеты.

Эта технология прошла полный цикл лабораторных и полевых испытаний:

- На эксплуатационные нагрузки;

- На циклические нагрузки (термические и механические);

- На старение (собственное и под воздействием внешних факторов, включая различные излучения);

- На совместимость с материалом трубы.

Рис. 7.7 Участок трубы, отремонтированный с помощью манжет

Помимо выполнения чисто ремонтных функций, установка манжет Clock Spring предотвращает распространение трещин и лавинообразное разрушение трубы при разрыве.

На трубопроводах низкого давления подобная технология может использоваться для ремонта свищей и других сквозных дефектов.

Рис. 7.8 Манжета Snap Wrap

Clock Spring SW (Snap Wrap) -- это высокопрочная манжета с высоким сопротивлением коррозии, изготовленная из стекловолоконного композита. Она разработана для ремонта труб небольшого диаметра, имеющих дефекты глубиной не более 90% от толщины от толщины стенки трубы на участках трубопроводов с рабочим давлением до 30 атм.

Манжета состоит из 8ми отдельных витков композитного материала, устанавливаемых послойно с плотным охватом трубы. Склеиваясь (и между собой и с поверхностью трубы), слои образуют прочную систему, восстанавливающую работоспособность трубы.

Рис. 7.9 Манжета Leak Stop.

Clock Spring LS (Leak Stop) -- это ремонтная манжета для устранения сквозных дефектов на трубопроводах низкого давления.

Ремонт осуществляется в несколько этапов:

1. очищается поверхность участка трубы, требующего ремонта,

2. устанавливается специальная заглушка для остановки течи, покрываемая затем эпоксидной заплатой и специальной прокладкой,

3. далее наносятся манжеты, сжимающие установленные на трубу заглушку, эпоксидную заплату и прокладку и укрепляющие зону утечки.

В случаях, если структура и тип дефектов не позволяют применять для ремонта повреждённых участков трубопровода манжеты Clock Spring, используются металлические манжеты и заплатки -- с заполнителем или без такового -- устанавливаемые с использованием сварки или сбалчиванием.

8. Расчетная часть

8.1 Проверка прочности и устойчивости трубопровода

Исходные данные для нефтепровода обслуживаемого ЛПДС «Стрежевой»: на балансе которого находятся МН «Самотлор - Александровская» с 42 по 65 км и «Александровское-Анжеро-Судженск» с 0 по 260 км в одно и двух ниточном исполнении, общей протяженностью 325 км. Введенные в эксплуатацию в 1973 году.

Таблица 8.1 - Данные для прочностного расчета

Параметры

Данные

Dн - диаметр трубопровода наружный, мм

1220

Марка стали

17ГС

t0 - температура при сварке замыкающего стыка, 0с

-20

t0 - температура эксплуатации нефтепровода, 0с

25

с - средняя плотность, т/м3

0,85

P1 - рабочее давление насосной станции, кгс/см2

48

h0 - глубина заложения нефтепровода, м

0,8

с и - радиус естественного изгиба нефтепровода, м

1000

Проверка на прочность подземного трубопровода в продольном направлении.

Проверку на прочность трубопровода в продольном направлении следует производить из условия (согласно [29]):

(1)

где пр.N - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа;

R1 - расчетное сопротивление растяжению, определяется по формуле:

,

где m = 0,9 - коэффициент условий работы трубопровода (СНиП 2.05.06-85*);

k1 = 1,34 - коэффициент надежности по материалу (СНиП 2.05.06-85*);

kн = 1 - коэффициент надежности по назначению трубопровода (СНиП 2.05.06-85*);

Rн1, - нормативное сопротивление растяжению металла труб и сварных соединений, принимается равным минимальному значению временного сопротивления увр = 550 МПа;

369,4 МПа

2 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (пр.N 0) принимаемый равным единице, при сжимающих (пр.N < 0) определяемый по формуле:

(2)

Кольцевые напряжения от внутреннего давления найдем по формуле:

263,12 МПа

Тогда

0,431

Величина продольных сжимающих напряжений равна:

(3)

-32,34 МПа

159,2 МПа

Получили |32,34|?159,2 - условие прочности выполняется.

Проверка на предотвращение недопустимых пластических деформаций.

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций подземных трубопроводов проверку необходимо производить по условиям:

; (4)

; (5)

где упрн - максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, МПа;

ш3 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих продольных напряжениях (упрн >0) принимаемый равным единице, при сжимающих (упрн <0) определяемый по формуле:

; (6)

где R2н - нормативное сопротивление сжатию металла труб и сварных соединений, принимается равным минимальному значению предела текучести утек =390 МПа;

укцн - кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, МПа, определяемые по формуле:

МПа. (7)

Максимальные суммарные продольные напряжения упрн определяются от всех (с учетом их сочетания) нормативных нагрузок и воздействий с учетом поперечных и продольных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики. В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков трубопровода при отсутствии продольных и поперечных перемещений трубопровода, просадок и пучения грунта максимальные суммарные продольные перемещения от нормативных нагрузок и воздействий - внутреннего давления, температурного перепада и упругого изгиба определяются по формуле:

; (8)

где с=1020м - минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода.

МПа;

МПа.

Проверку выполняем по наибольшим по абсолютному значению продольным напряжениям упр2н = -142,48 МПа.

;

МПа;

, то есть I условие выполняется.

II условие: выполняется, так как

МПа;

.

Условия прочности трубопровода на предотвращение недопустимых пластических деформаций выполняются.

Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении.

Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы следует производить из условия:

; (9)

где S - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, Н;

Nкр -- продольное критическое усилие, Н, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода.

Эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода S следует определять от расчетных нагрузок и воздействий с учетом продольных и поперечных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики. В частности, для прямолинейных участков трубопровода и участков, выполненных упругим изгибом, при отсутствии компенсации продольных перемещений, просадок и пучения грунта S определяется по формуле:

; (10)

F- площадь поперечного сечения трубы, м2:

м2; (11)

МН.

Для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае пластической связи трубы с грунтом продольное критическое усилие находится по формуле:

; (12)

где Р0 - сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины;

J- крутящий момент, определяется по формуле:

м4; (12)

qверт - сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, обусловленное весом грунтовой засыпки и собственным весом трубопровода, отнесенное к единице длины:

. (13)

Величина Р0 определяется по формуле:

; (14)

где Сгр=20кПа - коэффициент сцепления грунта [29, табл.4.3];

Ргр - среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом;

гр=16° - угол внутреннего трения грунта [29, табл.4.3].

Величина Ргр вычисляется по формуле:

; (15)

где nгр=0,8- коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта;

ггр=16,8 кН/м3 -удельный вес грунта;

h0=0,8м - высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до поверхности грунта;

qтр --расчетная нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемым продуктом:

(16)

Нагрузка от собственного веса металла трубы:

; (17)

где nсв =0,95 - коэффициент надежности по нагрузкам при расчете на продольную устойчивость и устойчивость положения;

гм - удельный вес металла, из которого изготовлены трубы, для стали гм=78500 Н/м3.

Н/м.

Нагрузка от собственного веса изоляции для подземных трубопроводов:

; (18)

или ; (19)

Н/м;

Нагрузка от веса нефти, находящейся в трубе единичной длины:

Н/м. (20)

Н/м.

Па;

Па;

Н/м;

Н;

МН;

В случае пластической связи трубопровода с грунтом общая устойчивость трубопровода в продольном направлении обеспечена.

Продольное критическое усилие для прямолинейных участков трубопроводов в случае упругой связи с грунтом:

; (21)

где к0 =25МН/м3 - коэффициент нормального сопротивления грунта, или коэффициент постели грунта при сжатии.

МН;

МН;

Условие устойчивости прямолинейных участков нефтепровода обеспечено.

Проверим общую устойчивость криволинейных участков трубопровода, выполненных с упругим изгибом:

; (22)

; (23)

По номограмме определяем коэффициент - [29, рис.4.2].

Для криволинейных (выпуклых) участков трубопровода, выполненных упругим изгибом, в случае пластической связи трубы с грунтом критическое усилие:

МН; (24)

;

МН; (25)

.

Условие устойчивости для криволинейных участков выполняется.

8.2 Гидравлический расчет трубопровода

Исходные данные для нефтепровода обслуживаемого ЛПДС «Стрежевой»: на балансе которого находятся МН «Самотлор - Александровская» с 42 по 65 км и «Александровское-Анжеро-Судженск» с 0 по 260 км в одно и двух ниточном исполнении, общей протяженностью 325 км. Веденные в эксплуатацию в 1973 году.

Таблица 8.2 - Данные для гидравлического расчета

Параметры

Данные

Dн - диаметр трубопровода наружный, мм

1220

Q - производительность, млн.т./год

45

L - длина трубопровода, км

325

Дz=z2-z1 - разность отметок начала и конца нефтепровода, м

10

с - средняя плотность, т/м3

0,850

P1 - давление насосной станции, кгс/см2

48

P2 - давление в конце участка, кгс/см2

1,5

д - толщина стенки, мм

12

Средняя расчетная кинематическая вязкость при температурах грунта на глубине заложения трубопровода нp, см2/сек

0,55

Средняя абсолютная шероховатость для нефтепроводных труб после нескольких лет эксплуатации е, мм

0,2

Секундный расход нефти:

, м3/с (26)

где Nг =351 дней - расчетное число рабочих дней для магистрального нефтепровода диаметром свыше 820мм [29,табл 5.1].

м3/с.

Внутренний диаметр трубопровода:

d = D -2*д = 1220-2*12 = 1196 мм = 1,196 м. (27)

Средняя скорость течения нефти по трубопроводу рассчитывается по формуле:

м/с. (28)

Проверка режима течения

(29)

Re>ReKp=2320, режим течения нефти турбулентный. Находим ReI и ReII.

; ; , (30)

где е - относительная шероховатость труб.

; ;

2320 < Re < ReI - зона гидравлически гладких труб.

Коэффициент гидравлического сопротивления определяется для зоны гидравлически гладких труб по формуле Блазиуса:

. (31)

Гидравлический уклон находим по формуле:

(32)

Потери напора на трение в трубопроводе:

м. (33)

Потери напора на местные сопротивления:

м. (34)

Полные потери напора в трубопроводе:

м. (35)

9. Экологическая безопасность

При выполнении ремонтных работ на линейной части нефтепровода необходимо соблюдать требования по защите окружающей среды, условия землепользования, установленные законодательством по охране природы, СНиП 12-01-2004, СНиП III-42-80*, ВСН 012-88 (глава 9), и другими нормативными документами.

Перед началом производства работ следует выполнить следующие работы:

- оформить в природоохранных органах все разрешения, согласования и лицензии, необходимые для производства работ по данному объекту;

- заключить договора со специализированными организациями на сдачу отходов, нефтезагрязненного грунта, сточных вод образующихся в процессе производства работ;

- оборудовать места временного размещения отходов в соответствии с нормативными требованиями.

При организации ремонта необходимо осуществлять мероприятия и работы по охране окружающей среды, которые должны включать предотвращение потерь природных ресурсов, предотвращение попадания загрязняющих веществ в почву, водоемы и атмосферу.

Виды воздействий на природную среду в период ремонтных работ:

- Загрязнение выбросами выхлопных газов от строительной техники при производстве работ;

- Выбросы при производстве сварочных и изоляционных работ;

- Образование и размещение отходов, образующихся при ремонте.

Перед началом работ необходимо обеспечить наличие отвода земельного участка. С целью уменьшения воздействия на окружающую среду все работы должны выполняться в пределах полосы отвода земли.

Для снижения воздействия на поверхность земель предусмотрены следующие мероприятия:

- минимально необходимые размеры котлована;

- своевременная уборка мусора и отходов для исключения загрязнения территории отходами производства;

- запрещение использования неисправных, пожароопасных транспортных и строительно-монтажных средств;

- применение строительных материалов, имеющих сертификат качества;

- выполнение работ, связанных с повышенной пожароопасностью, специалистами соответствующей квалификации.

Загрязнение атмосферного воздуха в период ремонтных работ происходит за счет неорганизованных выбросов и является кратковременным.

К загрязняющим веществам относятся продукты неполного сгорания топлива в двигателях строительных машин и механизмов, вещества, выделяющиеся при сварке труб, выполнении изоляционных работ.

Мероприятия направленные на защиту атмосферного воздуха в зоне производства работ:

- осуществлять периодический контроль за содержанием загрязняющих веществ в выхлопных газах;

- для уменьшения выбросов ЗВ от автотранспорта необходимо в период ремонтных работ обеспечить контроль топливной системы механизмов и системы регулировки подачи топлива, обеспечивающих полное его сгорание;

- допускать к эксплуатации машины и механизмы в исправном состоянии, особенно тщательно следить за состоянием технических средств, способных вызывать загорание естественной растительности.

Загрязнение атмосферы в период производства работ носит временный обратимый характер.

Производственные и бытовые стоки, образующиеся на строительной площадке, должны очищаться и обезвреживаться в порядке, предусмотренном проектом организации строительства и проектами производства работ.

Сельскохозяйственные и лесные угодья должны быть возвращены в состояние, пригодное для использования по назначению и сданы землепользователю.

По окончании ремонтных работ должна быть проведена рекультивация нарушенных земель согласно РД 39-00147105-006-97.

При невозможности восстановления коренной растительности необходимо создать ее искусственные формы посевом быстрорастущих видов трав с развитой корневой системой.

Природовосстановительные работы считаются завершенными, если отсутствуют:

· участки с невосстановленным растительным покровом;

· места, загрязненные нефтью, горюче-смазочными материалами, строительными и бытовыми отходами;

· места разрушения естественного ландшафта.

Все образовавшиеся отходы производства, при выполнении работ (огарки сварочных электродов, окалину, абразивный материал, ТБО, снятую гидроизоляцию труб, загрязненную ветошь, промывочные растворы, остатки композиционных материалов и упаковки) собрать и разместить в контейнеры для временного хранения и дальнейшей утилизации в соответствии с требованиями РД 153-39.4-115-01[29].

Заключение

В результате проделанной работы были исследованы основные методы ремонта дефектных участков магистрального нефтепровода, рассмотрены технологии устранения дефекта методом наложения ремонтных конструкций П-1 и П-2.

Муфтовая технология ремонта на магистральных нефтепроводах - это эффективный метод выборочного ремонта трубопровода без вывода его из эксплуатации, она позволяет:

1. Сократить ремонт методом врезки "катушек", в результате чего:

- исключается необходимость остановки перекачки нефти на время ремонта;

- исключаются экологические проблемы загрязнения прилегающей к месту ремонта территории;

- повышается безопасность ремонта за счет исключения сварочных работ на поверхности действующего нефтепровода;

2. Полностью восстановить прочность и долговечность отремонтированных участков трубопровода;

3. унифицировать технологию ремонта дефектов трубопровода различных типов и размеров.

Практически при равной стоимости ремонтной конструкции и «катушки» такой же длины из изолированной в заводских условиях трубы с толщиной стенки 14-16 мм затраты на основные виды работ, без учета вспомогательных работ по откачке нефти, различаются в несколько раз.

Затраты на откачку не могут быть определены по средней величине, так как это всегда индивидуальные затраты. Они зависят от места расположения участка, на котором будет производиться вырезка. От объема и способа откачки нефти.

Ещё один немаловажный фактор- проектирование. Затраты на изыскательские и проектные работы по замене трубы выполняемые специализированными предприятиями, проведение независимых внешних экспертиз, расходы на отвод земли увеличивают затраты почти в двое.

Следовательно, ремонтировать с помощью муфт дешевле и безопаснее чем такой же ремонт с помощью вырезок.

Список используемой литературы

1. Аварийно-восстановительный ремонт магистральных нефтепроводов /

А. Г. Гумеров, М. Г. Векштейн, Р. С. Гумеров. - М.: Недра, 1998 -271 с.

2. Восстановление работоспособности труб нефтепроводов / А. Г. Гумеров, Р. С. Зайнуллин, Р. С. Гумеров и др. -- Уфа: Башкирское книжное издательство, 1992. -- 240 с.

3. Дефектность труб нефтепроводов и методы их ремонта / А. Г. Гумеров, К. М. Ямалеев, Р. С. Гумеров, Х. А. Азметов. - М.: Недра, 1998. - 252 с.

4. Платонов А.Н. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Тюмень 2005г.

5. Промысловые трубопроводы и оборудование: учебное пособие /Ф. М. Мустафин, Л. И. Быков, А. Г. Гумеров и др. - М.: Недра, 2004. - 662 с.

6. Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз: учебник для вузов по спец. "Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз" / Р. А. Алиев [и др.]. - М.: Недра, 1987. - 270 с.

7. Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов: учебно-практическое пособие / под ред. Ю. Д. Земенкова. -- М.: Инфра-Инженерия, 2006. -- 928 с.

8. Справочник мастера строительно-монтажных работ. Сооружение и ремонт нефтегазовых объектов: учебно-практическое пособие / под ред. В. А. Иванова. -- М.: Инфра-Инженерия, 2007. -- 832 с.

9. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов: учебное пособие / Л. И. Быков [и др.]. -- СПб.: Недра, 2006. -- 824 с.

10. ГОСТ 12.0.003-74.ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация.

11. ГОСТ 12.1.003 - 83 (1999) ССБТ. Шум. Общие требования безопасности.

12. ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования (01.07.92).

13. ГОСТ 12.1.005-88 (с изм. №1 от 2000 г.). ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны (01.01.89).

14. ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности.

15. ГОСТ 12.1.019 - 79 (с изм. №1) ССБТ. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты.

16. ГОСТ 12.1.038 - 82 ССБТ. Электробезопасность. Предельно-допустимые уровни напряжений прикосновения и токов.

17. ГОСТ 12.2.003-91 ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности.

18. Методика на проведение выборочного ремонта трубопроводов композитно-муфтовым методом на основе результатов внутритрубной диагностики.

19. ОР-03.100.50-КТН-415-06. Регламент планирования и устранения дефектов выборочным ремонтом на магистральных нефтепроводах
ОАО «АК «Транснефть».

20. ОСТ 23.040.00-КТН-574-06. Стандарт отрасли. Нефтепроводы магистральные. Определение прочности и долговечности труб и сварных соединений с дефектами.

21. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - М.: НПО ОБТ, 2001. 258 с.

22. ППБ 01-03. Правила пожарной безопасности в Российской Федерации. - М.: Министерство Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий, 2003.

23. РД-13.220.00-КТН-367-06. Пожарная охрана объектов МН ОАО «АК «Транснефть» и дочерних акционерных обществ.

24. РД-23.040.00-КТН-090-07. Классификация дефектов и методы ремонта дефектов и дефектных секций действующих магистральных нефтепроводов

25. РД-23.060.30-КТН-572-06. Технология ремонта вантузов магистральных и технологических трубопроводов с рабочим давлением 6,3 МПа.

26. РД 39-00147105-015-98. Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов.

27. РД-75.180.00-КТН-164-06. Технология проведения работ по композитно-муфтовому ремонту магистральных трубопроводов

28. РД 153-39.4-086-01. Технология сварочно-монтажных работ при установке ремонтных конструкций (муфт и патрубков) на действующие магистральные нефтепроводы

29. РД 153-39.4-115-01. Удельные нормативы образования отходов производств и потребления при строительстве и эксплуатации объектов ОАО «АК «Транснефть».

30. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы.

31. СНиП П-12-77. Защита от шума.

32. ТК 01-05. Операционная технологическая карта на установку муфт П1 (КМТ).

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

  • Причины износа и разрушения деталей в практике эксплуатации полиграфических машин и оборудования. Ведомость дефектов деталей, технологический процесс их ремонта. Анализ методов ремонта деталей, обоснование их выбора. Расчет ремонтного размера деталей.

    курсовая работа [2,3 M], добавлен 10.06.2015

  • Описание технологии текущего ремонта электродвигателя. Компоновка участков по проведению технического обслуживания электрооборудования. Выбор оборудования для ремонта. Выявление дефективных деталей или элементов при профилактическом диагностировании.

    курсовая работа [736,7 K], добавлен 14.01.2016

  • Классификация и характеристика основных объектов нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов. Вспомогательные сооружения нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов. Резервуарные парки НПС. Нефтепродуктопроводы и отводы от них.

    контрольная работа [831,1 K], добавлен 14.10.2011

  • Принципы организации капитального ремонта магистральных трубопроводов. Различные способы очистки наружной поверхности труб. Технические средства выборочного ремонта газопровода. Особенности применения муфты и манжета для реконструкции магистрали.

    курсовая работа [1,2 M], добавлен 12.05.2012

  • Организация и планирование ремонта и эксплуатации основных фондов на промышленных предприятиях. Основные методы ремонта оборудования в химической промышленности: узловой и агрегатный. Расчет стоимости материалов, запасных частей, необходимых для ремонта.

    контрольная работа [404,4 K], добавлен 07.02.2011

  • Описание назначения, устройства, условий работы и краткое описание технологии ремонта шатуна. Анализ дефектов детали и требований, предъявляемых к отремонтированной детали. Разработка технологического процесса. Нормирование операций.

    курсовая работа [544,2 K], добавлен 17.04.2005

  • Обзор современных средств очистки и диагностики внутренней полости нефтепроводов. Разработка программы управления технологическими процессами на камере пуска и приёма средств очистки, диагностики для промышленного контроллера. Устройство и работа системы.

    дипломная работа [4,4 M], добавлен 22.04.2015

  • Общие требования к проектированию предприятий ремонта бытовой РЭА. Расчет штатного состава радиомехаников в цехе стационарного ремонта. Требования к средствам производственного оснащения. Порядок приема аппаратуры в ремонт. Выдача аппарата заказчику.

    курсовая работа [80,4 K], добавлен 28.10.2011

  • Описание технологии ремонта втулки пластины крепления нажимного диска сцепления автомобиля. Составление дефектовочной, операционной и маршрутной карт, расчет времени на ремонт дефектов. Разработка проекта приспособления для снятия тормозных барабанов.

    курсовая работа [119,9 K], добавлен 04.02.2014

  • Назначение и характеристика проектируемого депо, определение количества рабочих, площади помещений. Расчет программы ремонта электровозов. Технологии ремонта компрессора ВУ 3,5/10-1450, неисправности его частей. Калькуляция себестоимости текущего ремонта.

    дипломная работа [190,1 K], добавлен 20.06.2012

  • Ремонт и монтаж насоса ЦНС-180. Расчеты на прочность следующих элементов насоса: корпуса, фланцевых соединений, вала, муфты, шпоночных соединений. Требования безопасности при ремонте и монтаже. Экономическая эффективность проведения капитального ремонта.

    дипломная работа [2,4 M], добавлен 08.12.2011

  • Классификация и устройство испарителей бытовых холодильников, основные технические требования к ним. Существующие неисправности испарителей и разработка усовершенствованного технологического процесса ремонта. Планирование мероприятий для осушки масла.

    курсовая работа [3,2 M], добавлен 23.01.2011

  • Классификация и устройство электробритв. Технические требования к электробритвам. Разработка усовершенствованного технологического процесса ремонта. Неисправности электробритв и их причины. Расчет основных конструктивных параметров ножевого блока бритвы.

    курсовая работа [2,5 M], добавлен 23.01.2011

  • Анализ производственно-технологической деятельности предприятия ООО "Коченевский агроснаб". Описание действующих технологических процессов ремонта импортных тракторов. Разработка мероприятий по технике безопасности при выполнении операций ремонта.

    дипломная работа [1,3 M], добавлен 17.07.2014

  • Конструкция и условия работы цилиндровой втулки. Дефектная ведомость ремонта втулки цилиндра дизеля тепловоза. Общие требования к объему работ согласно правилам ремонта. Разработка технологических документов процесса. Организация рабочего места мастера.

    курсовая работа [117,0 K], добавлен 23.01.2016

  • Технология ремонта центробежных насосов и теплообменных аппаратов, входящих в состав технологических установок: назначение конденсатора и насоса, описание конструкции и расчет, требования к монтажу и эксплуатации. Техника безопасности при ремонте.

    дипломная работа [3,8 M], добавлен 26.08.2009

  • Организация ремонта автомобилей и основные требования к процессу. Разработка технологического процесса восстановления детали и последующей сборки. Расчет режимов сборочных операций. Размерный анализ конструкции. Нормы времени на сборочные операции.

    методичка [1000,3 K], добавлен 06.03.2010

  • Общие требования к проектированию предприятий ремонта бытовой РЭА. Выбор и расчет штатного состава, оснащения организации. Описание технологии движения РЭА по ремонтному предприятию: прием аппаратуры, проведение ремонта, выдача аппарата заказчику.

    курсовая работа [83,2 K], добавлен 12.10.2011

  • Описание процесса ремонта шкворневой стойки фермы кузова грузового вагона. Технические условия на ремонт; подготовка поверхности к сварочно-наплавочным работам. Методы контроля сварного шва и охрана труда. Составление технологической карты ремонта детали.

    курсовая работа [579,4 K], добавлен 15.04.2013

  • Разработка маршрутно-технологического процесса ремонта червячного редуктора и структуры ремонтного цикла. Анализ износа деталей; расчёт на прочность; технические условия сборки. Смета затрат, экономическая эффективность капитального ремонта; охрана труда.

    дипломная работа [464,1 K], добавлен 29.07.2012

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.