МУ Экспл и Ремонт МГ,ХГиН. Эксплуатация линейной части магистральных трубопроводов 12
 Скачать 1.72 Mb.
|
|
Вариант 6 1 Подготовка резервуаров к ремонту, вывод из эксплуатации, проветри- вание, пропарка, снятие пробы воздуха. 2 Эксплуатация узла очистки газа на ГРС. 3 Характерные неисправности насосов СУГ и их устранение. 4 Организация технического обслуживания и ремонта резервуаров. 5 Размыв трубопровода, дефектация, сварочные и изоляционные работы. 6 Техническое обслуживание и ремонт линейной арматуры. Вариант 7 1 Надзор за эксплуатацией ГРС. 2 План ликвидации аварий резервуарных парков. 3 Функции ЛЭС, ее состав; права и обязанности работников ЛЭС. 4 Обобщение случаев нарушения прочности, герметичности и изменения формы резервуаров и отдельных конструктивных элементов. 74 5 Основные неисправности линейной арматуры, причины ее возникнове- ния. 6 Состав работ при капитальном ремонте МГ. Вариант 8 1 Гидраты, их сущность. Борьба с гидратообразованием в газопроводах. 2 Особенности эксплуатации автоматизированных резервуарных парков. 3 Ремонт повреждений ленточного покрытия трубопровода. 4 Нормативная и правовая документация на производство ремонтных работ на МГ. 5 Эксплуатация узла редуцирования ГРС. 6 Организация и проведение работ по очистке резервуаров. Вариант 9 1 Приемка новых резервуаров в эксплуатацию. Требования при испытании ре- зервуаров на герметичность и прочность. 2 Характерные повреждения ЛЧ МГ и вероятность аварий при этом. 3 Ремонт повреждений битумных покрытий на ЛЧ МГ. 4 Сдача отремонтированаого участка МГ в эксплуатацию. 5 Эксплуатация и ремонт запорной арматуры ГРС. 6 Эксплуатация ГРП. Вариант 10 1 Составление графиков плановых осмотров резервуаров. 2 Основные положения Правил технической эксплуатации МГ. 3 Прием в эксплуатацию ГРС. 4 Потери от испарения в резервуарах и мероприятия по борьбе сними. 5 Организация технического обслуживания и ремонта трубопроводов нефтебаз. 6 Способы ремонта подводных переходов, основные проблемы, обосно- вание применяемого способа. 4.2.1 Контрольная задача № 1 Задача. Определить аккумулирующую емкость последнего участка магистрального газопровода: длина l к , км. По газопроводу 75 подается природный газ плотность которого ρ, кг/м 3 . Диаметр газо- провода D×S, мм. Максимально допустимое абсолютное давление в газопроводе Р н.max , МПа, минимально допустимое абсолютное давле- ние газа перед городом Р к.min , МПа. Пропускная способность газопро- вода, приведенная к нормальным условиям, Q, м 3 /сут. Необходимые данные к расчету прилагаются в таблице 1 Ход выполнения расчѐта Максимальная аккумулирующая способность последнего участка газопровода: (1) Среднее давление в газопроводе определяем в момент максимального и минимального накопления газа. Для расчета используем формулу, приведен- ную в СНиП 2.04.08-87 для турбулентного режима. 2 2 2 3 0,25 3 5,25 1, 45 10 Н К Q Р Р k l d (2) где к э – среднее значение эквивалентной шероховатости газопровода, см; Р н , Р к – начальное и конечное давление в газопроводе, МПа; Q – пропускная способность газопровода, м 3 /ч; d – внутренний диаметр трубы, см; ρ – плотность газа, кг/м 3 ; l (L) – длина последнего участка газопровода, м. Пример. Определить аккумулирующую емкость последнего участка ма- гистрального газопровода длиной L=150 км. По газопроводу подается природ- ный газ. Диаметр газопровода 720×10 мм. Максимально допустимое абсолют- ное давление в газопроводе 55 атм. (5,5 МПа), минимально допустимое абсо- лютное давление газа перед городом 13 атм. (1,3 МПа) Пропускная способность газопровода, приведенная к нормальным условиям, Q=11000000 м 3 /сут. 76 Решение Определяем среднее давление в газопроводе в момент максимального накопления газа. Для расчета используем формулу 2/ Вторым слагаемым, дан- ным в скобках, в формуле пренебрегаем 1 Расчет производим для следующих значений: k э = 0,01 см; 3 11000000 458000 м /ч 24 Q , d = 70 см; ρ=0,73 кг/м 3 ; l=150000 м, 2 Определяем среднее давление в газопроводе в момент максимального количества газа в нем max 2 2100 Н k Р Р , max 55 Н Р max 2 55 2100 30,5 k Р am , 2 2 min 2 2 30,5 55 44 3 3 55 30,5 k cp н н k Р Р P am P Р =4,4 МПа. 3 Определяем среднее давление в газопроводе в момент минимального количества газа в нем min 13 k Р am =1,3 Мпа, min 2 13 2100 47, 6 н Р am =4,76 Мпа, 2 min 2 13 47, 6 33, 6 3 47, 6 13 ср Р am =3,36 МПа. 4 Определяем геометрический объем газопровода V = 0,785 · 0,7 2 ·150000 = 57700 м 3 5 Находим аккумулирующую емкость газопровода Q ak = 57700(44 – 33,6) = 600000 м 3 , или 77 600000 100 5,5% 11000000 суточной пропускной способности. 4.2.2 Контрольная задача № 2 Подобрать регулятор давления для газораспределительной станции (ГРС). Исходные данные к расчету прилагаются в таблице 2. Последовательность решения задачи Регуляторы давления выбирают по величине коэффициента пропускной способности К v который определяется по формулам: – при Р 2 > 0,5 Р 1 , √ (3) где Р 2 – давление газа на выходе из регулятора давления; Р 1 – давление газа на входе в ГРС – при Р 2 < 0,5Р 1 √ (4) где О р – расчетная пропускная способность выбираемого регулятора дав- ления,м 3 /ч; Z – коэффициент сжимаемости; – плотность газа, кг/м 3 ; Т 1 – температура газа на входе в ГРС, К. Параметры Z, ,Т 1 выбираем по таблице 2 согласно варианту. (5) где – максимальный расход газа на ГРС, м 3 /ч, выбираем по таблице 2. Согласно рассчитанному коэффициенту пропускной способности К v по таблице 4 подбираем необходимый типоразмер регулятора давления. 78 4.2.3 Контрольная задача № 3 Рассчитать необходимое количество одоранта для ГРС и диаметр сопла для вы- хода одоранта. Исходные данные к расчету прилагаются в таблице 2. Последовательность решения задачи Определяем потребное количество одоранта, исходя из норм расхода одоранта 16 г на 1000 м 3 , Q оg , кг/ч. (6) где – максимальный расход газа ГРС. Вычисляем расход одоранта V ч , м 3 /ч (7) где ρ оq – плотность одоранта, принимаем 865 кг/м 3 Определяем диаметр сопла для выхода одоранта d, м √ (8) где φ – коэффициент истечения жидкости, принимаем 0,82; g – ускорение силы тяжести, равное 9,81 м 2 /с; Н – давление истечения одоранта из сопла, принимаем 1 м. в. ст. 4.2.4 Контрольная задача №4 Определить потери, которые возникают в резервуаре от больших и малых «ды- ханий» резервуара при хранении нефти. Исходные данные к расчету прилагаются в таблице 3. Последовательность выполнения решения Определяем потери от больших «дыханий» резервуара Q, кг (9) 79 где – плотность паров нефти, приведенная к давлению в газовом простран- стве, кг/м 3 ; V н – объем поступившей в резервуар нефти, м 3 ; Параметры и берем из таблицы 3. С – средняя объемная конденсация паров в воздушной смеси , (10) где Р п – среднее парциальное давление паров в выраженной смеси, МПа; Р гп – абсолютное давление в газовом пространстве резервуара, МПа. Определяем потери от малых «дыханий» резервуара (11) где D – диаметр резервуара, м К о – коэффициент, учитывающий влияние окраски; ρ – плотность нефти, т/м 3 ; К н – коэффициент, учитывающий влияние высоты газового пространства. К н =0,175 · (0,328· Н r +5) 0,57 -0,1 , (12) где Н r – высота газового пространства, м.: Параметры К о , ρ, К н берем из таблицы 3. 80 Таблица 1 – Исходные данные к решению задачи Параметры Ед. изм. Варианты 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Длина последнего участка газопровода, 𝓁 к м 1,4·10 5 1,0·10 5 1,6·10 5 2,0·10 5 2,2·10 5 1,3·10 5 0,9·10 5 1,8·10 5 2,5·10 5 1,1·10 5 Диаметр трубы, D м 1,22 1,42 1,22 1,42 1,22 1,42 1,22 1,42 1,22 1,42 Плотность природного газа , p кг/м 3 0,6 0,7 0,73 0,6 0,7 0,73 0,6 0,7 0,73 0,6 Пропускная способность газопровода, Q Млн. м 3 /сут 30 40 50 55 60 30 40 55 50 30 Толщина стенки трубы м 0,015 Максимальное допустимое давление в трубопроводе, Р maх МПа 7,5 Минимальное давление газа перед ГРС, Р min МПа 1,3 1,5 2,0 1,4 1,3 1,5 2,0 1,3 1,5 1,4 Коэффициент К з см 0,01 0,03 0,02 81 Таблица 2 – Исходные данные к решению задачи № 2 и № 3 Параметры Ед. изм. Варианты 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Максимальный расход газа на ГРС, Q maх м 3 /ч 10·10 4 15·10 4 20·10 4 25·10 4 30·10 4 35·10 4 40·10 4 45·10 4 50·10 4 25·10 4 Давление газа на входе в ГРС, Р 1 МПа 7,1 6,5 6,0 5,5 4,8 7,5 6,4 5,0 6,8 7,0 Давление газа после РД, Р 2 МПа 1,5 2,5 1,5 2,5 1,5 2,5 1,5 2,5 1,5 2,5 Температура газа на входе в ГРС, Т 1 К 290 300 310 320 288 300 325 290 300 315 Плотность газа, ρ кг/м 3 0,71 0,75 0,73 0,70 0,75 0,74 0,75 0,70 0,73 0,70 Коэффициент сжимаемо- сти газа, Z - 0,9 82 Таблица 3 – Исходные данные к решению задачи № 4 Параметры Ед. изм. Варианты 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Плотность паров нефте- продукта, ρ п кг/м 3 2,9 3,0 3,1 2,8 3,1 3,0 3,0 2,8 3,2 3,3 Объем нефтепродукта, поступившего в резервуар,V н м 3 206 336 426 764 960 2157 3370 4975 5876 6484 Среднее парциальное дав- ление паров в смеси,Р п МПа 0,03 0,03 0,03 0,04 0,04 0,04 0,05 0,05 0,05 0,04 Абсолютное давление в газовом пространстве резервуара, Р гп МПа 0,1 Диаметр резервуара, D м 4,79 6,63 7,58 8,53 10,43 10,43 15,18 18,98 19,25 20,91 Коэффициент окраски, К о - 1 0,75 1,25 0,75 1 1,25 0,75 1 1,25 0,75 Высота газового про- странства, Н г м 0,5 0,5 0,7 0,7 0,9 0,9 0,9 0,7 0,6 0,7 Плотность нефтепродукта, ρ Т/м 3 0,75 0,78 0,8 0,82 0,85 0,87 0,89 0,81 0,79 0,8 83 Таблица 4 – Типоразмеры РД к решению задачи № 2 Модификации Р вх , МПа Р вых , МПа К v РДУК2Н-50/35 до 1,2 0,0005-0,06 27 РДУК2Н-100/ 5 0 38 РДУК2Н-100/70 108 РДУК 2Н-200/105 200 РДУК2Н-200/140 300 РДУК 2НВ-50/35 0,06-0,6 27 РДУК 2В-100/50 38 РДУК 2В-100/70 108 РДУК2В-200/105 200 РДУК 2В-200/140 300 РДБК Ш-25 до 1,6 0,03-0,6 30 РДБК Ш-50/35 1,2 0,003-0,6 90 РДБК Ш-100/50 0,06-0,6 100 РДБК Ш-100/70 0,06-0,6 150 РДБК 1-25 до 1,6 0,001-0,06 48 РДВК1-50/35 1,2 36 РДВК1-100/50 160 РДВК1-100/70 180 РД-50-6,4 1,5-5,5 0,15-2 22 РД-80-6,4 67 РД-100-6,4 110 РД-150-6.4 314 РДУ-50-6,4 0,25-0,6 50 РДУ-80-6,4 100 РДУ-100-6,4 200 РДУ-80-01 (с1у=50) 1,2-7,5 0,1-5,5 РДУ-80-02(йу=150) 84 5 Перечень экзаменационных вопросов и заданий для выполнений теоретического и практического задания на экзамене Для успешной сдачи экзаменов необходимо учитывать два фактора: тео- ретическую и психологическую подготовку студентов. Только в случае работы по всем этим двум направлениям студент может рассчитывать, с одной сторо- ны, на глубокие и прочные знания по изучаемому Разделу а с другой, – на по- лучение высокой оценки во время сдачи экзамена. Вопросы и задания 1 Ремонт в условиях болот. Технология производства ремонтных работ. 2 Гидраты, их сущность, причины образования и вредное воздействие на МГ. 3 Эксплуатации запорной арматуры на магистральном газопроводе. Схе- мы крановых узлов. 4 Порядок приемки в эксплуатацию магистральных газопроводов. 5 Содержание и оформление трассы магистральных трубопроводов. 6 Разновидности подземных хранилищ нефти и газа. Эксплуатация СПХГ. 7 Основные неисправности линейной арматуры, причины их возникнове- ния. 8 Методы ремонта основания, днища, корпуса и крыши резервуара. Кон- троль качества ремонтных работ. 9 Эксплуатация станций катодной защиты и анодного заземления. Прин- цип работы СКЗ. 10 Источники конденсата в МГ. Способы улавливания, оборудование, схемы обвязки. 11 Методы предупреждения и борьбы с гидратообразованием. 12 Коррозия. Виды коррозионной защиты магистральных трубопроводов. 13 Причины возникновения аварийных ситуаций на газонефтепроводах и газонефтехранилищах. Классификация аварий. Мероприятия по предупрежде- нию возникновения аварийных ситуаций. 14 Аварийно- восстановительная служба на магистральных трубопрово- дах, ее задачи. Мероприятия по предупреждению аварий. 85 15 Основные положения Правил технической эксплуатации нефтепро- дов. 16 Ремонт трубопровода без остановки перекачки. 17 Виды ремонтов линейной части газонефтепроводов. 18 способы производства капитального ремонта газонефтепроводов. 19 Основные положения Правил эксплуатации технологических трубо- проводов. 20 Подготовительные работы при капитальном ремонте газонефтепрово- дов. Оформление необходимой документации. 21 Требования к запорной арматуре, ее условное обозначение. Подбор за- порной арматуры к трубопроводу. Проверка герметичности линейной армату- ры. 22 Транспортные работы на трассе. Транспортировка труб и трубных сек- ций. Погрузочно- разгрузочные работы. 23 Классификация дефектов газонефтепроводов. 24 Виды потерь от испарения в резервуарах. 25 Состав работ при капремонте МГ: подготовительные на трассе, изоля- ционноукладочные, продувка, контроль качества. Монтаж захлестов. 26 Испытание МГ на прочность и герметичность пневматическим спосо- бом. Преимущества и недостатки. График подъема давления. 27 Эксплуатация резервуарного оборудования для нефти. Технологиче- ские карты на эксплуатацию резервуаров. Потери от испытания и мероприятия по борьбе с ними. 28 Контроль качества производства изоляционных работ. Укладка трубо- провода. Контроль качества изоляционного покрытия методом катодной поля- ризации. Оформление документации на изоляцию. 29 Состав и свойства природного газа. 30 Принцип работы базы сжиженного углеводородного газа, основные неисправности в работе. 31 Ликвидация аварий и повреждений на газонефтепроводах. 32 Основные положения Правил технической эксплуатации ГРС. 33 Виды загрязнений. Способы очистки внутренней полости магистраль- ного трубопровода. Типы очистных устройств для различных способов очист- ки. 34 Установки очистки газа. Виды и конструкция сепараторов на ГРС, их обслуживание и ремонт. 86 35 Способы производства капитального ремонта газонефтепроводов с за- меной труб. 36 Организация технического обслуживания и ремонта резервуаров. При- чины нарушения прочности резервуаров. 37 Испытание МГ на прочность и герметичность гидравлическим спосо- бом. График подъема давления. Технология испытаний. 38 Организация работ по очистке полости трубопровода. Разработка спе- циальной инструкции. Охранная зона при очистке полости. Оформление доку- ментации. 39 Методы ремонта дефектных участков нефтепровода. 40 Подготовка к ремонту резервуара, вывод из эксплуатации, проветри- вание, пропарка, очистка от механических примесей. 41 Функции и задачи ЛЭС. Организационная структура ЛЭС 42 Выполнение огневых работ при ремонте газонефтепроводов 43 Основные положения Правил технической эксплуатации кранов и за- движек. 44 Структура ремонтной службы на МГ. Обоснование ремонта ЛЧ трубо- провода. Порядок выпуска участка трубопровода в ремонт. 45 Способы борьбы с гидратами, оборудование, реагенты. 46 Типичные неисправности в работе ГРС, их устранение. 47 Режимы движения газа в газопроводе. Коэффициенты гидравлической эффективности и гидравлического сопротивления. 48 Уход за переходами магистральных трубопроводов в летний период и обеспечение их надежности в осенне-зимний. 49 Определить максимально допустимое рабочее давление в газопровод с наружным диаметром D н = 1020х12,3 мм Выксунского металлургического заво- да, изготовленного из стали марки 10Г2ФБЮпо ТУ1381-012- 05757848-05 . Ка- тегория участка трубопровода В. 50 Определить толщину стенки трубы участка магистрального нефтепро- вода с наружным диаметром D н .= 1420 х 15,7 мм Челябинского трубопрокатно- го завода, изготовленного из стали марки 10Г2ФБЮ по ТУ 14-3-1138-82. Ис- ходные данные для расчета: категория участка IV, внутреннее давление – 5,8 МПа, температура стенки трубы при эксплуатации – t э = 6 ᵒС, температура фик- сации расчетной схемы трубопровода – t ф = – 35 ᵒС. 51 Состав промысловых сооружений и магистрального газопровода 87 52 Технологическая схема ГРС для одного потребителя 53 Построить график изменения давления газа по длине участка газопро- вода длиной l = 95 км, наружным диаметром D н = 1420 мм. Давления в начале участка Р 1 = 7,27 МПа; Р 2 = 5,84 МПа. Определить значение среднего давления. х, км 0 20 40 60 80 95 Р х , МПа 88 54 Состав сооружений магистрального нефтепровода. 55 Технологическая схема капитального ремонта трубопроводов в тран- шее. 56 Проверить подземный магистральный трубопровод на наличие про- дольных осевых сжимающих напряжений. Исходные данные для расчета: наружнй диаметр D н = 1420х18,7, категория участка III, внутреннее давление – Р= 5,6 МПа, марка стали 17Г1С-У, расчѐтный температуратурный перепад Δt = 50 ᵒC. Радиус упругого изгиба R= 1000 D н . n – коэффициент перегрузки рабоче- го давления таблица 13 СНиП 2.05.06-85 57 Проверить на прочность в продольном направлении участок подземно- го магистрального трубопровода с наружным диаметром D н = 1220х11,8 мм. 89 Исходные данные для расчета: категория участка III, внутреннее давление – Р=7 МПа, марка стали 09Г2ФБ , температура стенки трубы при эксплуатации – t э = 2 ᵒС, температура фиксации расчетной схемы трубопровода – t ф =- 30 ᵒС, коэффициент надежности по материалу трубы – k 1 =1,4. Радиус упругого изги- ба R= 1000 D н 58 Принцип работы и схема протекторной защиты. 59 Технологическая схема капитального ремонта трубопровода с заменой изоляционного покрытия, частичной заменой и ремонтом труб с подъ- емом трубопровода и укладкой его на берме траншеи. 60 Технологическая схема капитально ремонта участка трубопровода с его демонтажем и заменой на участок из новых труб и укладкой в существую- щую траншею после ее доработки. 90 61 Схема ремонта трубопровода с прокладкой новой нитки параллельно действующему трубопроводу. ←Вид А Вид А 1 – действующий трубопровод; 2 – новая нитка I – III этапы ремонта 91 62 Принцип работы и схема катоной защиты. 63 Для газовой смеси, заданной в таблице 1, определить коэффициент сжимаемости газа при температуре 26,5 ᵒС и абсолютном давлении 6,6 МПа. Таблица 1– Состав и некоторые свойства газа 64 Определить плотность при стандартных условиях и относительную плотность по воздуху для газовой смеси, заданной в таблице 1. Определить плотность газа в рабочих условиях при температуре 26,5 ᵒС и абсолютном дав- лении 6,6 МПа. 92 65 Технологическая схема блочно-комплектной ГРС 66 Схемы протекторной (а), катодной (б) и электродренажной (в) защиты трубопровода 67 Проверить подземный магистральный трубопровод на отсутствие пла- стических деформаций. Исходные данные для расчета: наружный диаметр D н =820х12 мм, категория участка III, внутреннее давление – Р= 5,6 МПа, марка стали 17Г1С-У, расчѐтный температуратурный перепад Δt = 50 ᵒC. Радиус упругого изгиба R= 1000 D н 93 68 Структурная схема системы газоснабжения. 69 Определить количество метанола, необходимое для предотвращения образования гидратов при начальном влагосодержании W н = 0,2 г/м 3 . Суточная пропускная способность газопровода 69 млн м 3 /сут; начальное и конечное дав- ления 7,27 МПа и 5,84 МПа; Δ = 0,56; минимальная температура газа в конце участка газопровода 279 К. 70 Проверить на прочность в продольном направлении участок подземно- го магистрального трубопровода с наружным диаметром D н =820х9 мм. Исход- ные данные для расчета: категория участкаIII, внутреннее давление – Р=, марка стали 17Г1С, температура стенки трубы при эксплуатации – t э = 2 ᵒС, темпера- тура фиксации расчетной схемы трубопровода – t ф = - 28 ᵒС, коэффициент надежности по материалу трубы – k 1 =1,4. Радиус упругого изгиба R= 1000 D н 71 Дефект: Превышающая допуски равномерная осадка основания резервуара, в рай- онах с недостаточно устойчивыми грунтами. Метод исправления: 72. Дефект: Трещина по основному металлу окрайка днища внутри или снаружи резервуара. Метод исправления: |