ПО РВС. короткий вв - копиыя. Реферат по дисциплине Сооружение и ремонт магистральных трубопроводов
 Скачать 2.19 Mb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФГБОУ ВПО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт нефти и газа им. М.С.Гуцериева Кафедра «Сооружение и ремонт объектов и систем трубопроводного транспорта» Реферат по дисциплине «Сооружение и ремонт магистральных трубопроводов» Выполнил: студент гр. ЗССПБ-21.03.01С-47(К) Корепанов Г.О.. Проверил преподаватель: Короткий Владимир Владимирович Ижевск 2018г. Содержание 1. Требования предъявляемые к установке товарных РВС.......................................3 2. Оборудование, запорная арматура и КиП устанавливаемое на РВС ................12 3. Приемо-сдаточные операции на ПСП...................................................................18 4. Список используемой литературы.........................................................................20 Требования к металлоконструкциям резервуаров Общие требования Номинальные значения толщин листовых элементов резервуара принимают по ГОСТ 19903 с учетом минусового допуска на прокат D и припуска на коррозию C (при необходимости). Значения номинальной толщины поясов стенки следует принимать из сортамента на листовой прокат так, чтобы соблюдалось неравенство  где ti - номинальная толщина пояса/стенки, мм; tci - расчетная толщина пояса/стенки при уровне налива продукта Hmax, мм; tgci - расчетная толщина пояса/стенки при гидроиспытании, мм; th - минимальная конструктивная толщина стенки, мм. Значения номинальной толщины tr листового настила крыши следует принимать по сортаменту, соблюдая неравенство tr - C ≥ trh, где trh- минимальная конструктивная толщина настила крыши. Требования к конструкции днища Днища резервуаров должны быть коническими с уклоном к центру или от центра. Для резервуаров объемом до 1000 м3 включительно допускается применение плоских днищ. Толщина листов днища резервуаров объемом 1000 м3 и менее должна быть не менее 4 мм (без учета припуска на коррозию). Днища резервуаров объемом от 2000 м3 и выше должны иметь центральную часть и утолщенную кольцевую окрайку. Толщина листов центральной части днища должна быть не менее 4 мм (без учета припуска на коррозию). Номинальная толщина листов окрайки днища должна быть не менее 6 мм. Выступ листов окрайки за стенку резервуара должен быть не менее 50 и не более 100 мм. Для листов окрайки должна применяться та же марка стали, что и для нижнего пояса стенки, или соответствующего класса прочности при условии обеспечения их свариваемости. Номинальную толщину и минимальную ширину листа окрайки от внутренней поверхности стенки до сварного шва прикрепления центральной части днища к окрайке определяют расчетом. При этом минимальное расстояние от стенки до сварного шва должно быть не менее 600 мм. Центральную часть днища допускается выполнять в виде отдельных листов или рулонированных полотнищ. Отдельные листы сваривают между собой внахлест или встык на подкладных пластинах, а полотнища, сваренные встык, - внахлест. Листы или полотнища центральной части днища сваривают с окрайкой внахлест (шириной не менее 60 мм) сплошным угловым швом сверху. Требования к конструкции стенки Вертикальные соединения листов должны выполняться сварными стыковыми с двусторонними швами. Вертикальные соединения листов на смежных поясах стенки должны быть смещены друг относительно друга на расстояние не менее 10t (где t - толщина нижележащего пояса стенки). Горизонтальные соединения листов должны выполняться сварными стыковыми с двусторонними швами. Взаимное расположение листов соседних поясов устанавливается в проектной документации. Для РВС вертикальные оси поясов располагают по одной вертикальной линии; для РВСП и РВСПК пояса стенки совмещают по внутренней поверхности. Соединение стенки с днищем Для резервуаров с толщиной листов 1-го пояса стенки 20 мм и менее допускается сварное тавровое соединение без разделки кромок. Размер катета углового шва должен быть не более 12 мм и не менее номинальной толщины окрайки. Для резервуаров с толщиной листов более 20 мм должно применяться сварное тавровое соединение с разделкой кромок. Расчетные значения толщины листов каждого пояса определяют в соответствии с требованиями [3], [4]. Для сейсмоопасных районов строительства проводят дополнительную проверку несущей способности стенки, выполняемой по [1] и 5.3.6.9. Минимальная конструктивная толщина стенки th приведена в таблице 3. Таблица 3
Требования к ребрам жесткости на стенке резервуара Стенка резервуара должна иметь основное кольцевое ребро жесткости, которое устанавливается в верхней части стенки. В резервуарах со стационарной крышей основное кольцевое ребро жесткости должно одновременно служить опорной конструкцией для крыши. Основное кольцевое ребро жесткости может быть установлено снаружи или изнутри стенки; сечение ребра определяют расчетом. В резервуарах с плавающей крышей основное кольцевое ребро жесткости шириной не менее 800 мм устанавливают снаружи резервуара на 1,1 - 1,25 м ниже верха стенки и одновременно используют в качестве площадки обслуживания. Кольцевые ребра жесткости должны иметь неразрезное сечение по всему периметру стенки. Кольца жесткости должны отстоять не менее чем на 150 мм от горизонтальных швов стенки, а их монтажные стыки не менее чем на 150 мм - от вертикальных швов стенки. Конструкция колец жесткости не должна допускать скопления на них воды, а также должна обеспечивать орошение стенки ниже уровня колец. Требования к патрубкам и люкам в стенке резервуара Все отверстия в стенке для установки патрубков и люков должны быть усилены накладками, расположенными по периметру отверстий. Без усиливающих накладок допускается установка патрубков с условным проходом не более 70 мм включительно при толщине стенки не менее 6 мм. Минимальная площадь поперечного сечения накладки (в вертикальном направлении, совпадающем с диаметром отверстия) должна быть не менее произведения диаметра отверстия на толщину листа стенки резервуара. Толщину накладки принимают равной толщине стенки. Усиление стенки в зоне врезки патрубков допускается выполнять установкой вставки (листа стенки увеличенной толщины). Толщина стенки патрубка должна определяться расчетом с учетом давления продукта и внешних силовых воздействий. Патрубки в стенку резервуара должны ввариваться сплошным швом с полным проплавлением стенки. Катет K сплошных угловых швов крепления накладки к стенке резервуара должен быть не менее указанного в таблице 4. Таблица 4. Катет углового шва крепления накладки к стенке резервуара (мм).
Катеты K сплошных угловых швов крепления накладки к обечайке патрубка должны быть не менее приведенных в таблице 5. Таблица 5. Катет углового шва крепления накладки к обечайке патрубка (мм).
Катет K углового шва крепления усиливающей накладки к днищу резервуара должен быть равен наименьшей толщине свариваемых элементов, но не более 12 мм. Расстояние от внешнего края усиливающих накладок до оси горизонтальных стыковых швов стенки должно быть не менее 100 мм, а до оси вертикальных стыковых швов стенки или между внешними краями двух рядом расположенных усиливающих накладок патрубков - не менее 250 мм. Допускается перекрытие горизонтального шва стенки усиливающим листом приемо-раздаточного патрубка или люка-лаза условным проходом Dу 800 - 900 мм на величину не менее 150 мм от контура накладки. Перекрываемый участок шва должен быть проконтролирован радиографическим методом. Конструктивные размеры патрубков должны быть не менее представленных в таблице 6. Таблица 6. Конструктивные размеры патрубков (мм)
Все резервуары должны быть оснащены люками-лазами, расположенными в 1-м поясе стенки, а резервуары с понтонами и плавающими крышами дополнительно люками-лазами, обеспечивающими выход на понтон или плавающую крышу. Условный проход люков-лазов должен быть не менее 600 мм. Номенклатуру и количество патрубков и люков-лазов в стенке резервуара устанавливают в техническом задании. Листы стенок толщиной 25 мм и более из стали с пределом текучести ≥ 345 МПа, включающих в себя врезки патрубков Dу ≥ 300 мм, должны быть термообработаны с последующим контролем сварных швов физическими методами. Требования к стационарным крышам Общие требования а) Стационарные крыши должны опираться по периметру на стенку резервуара с использованием кольцевого элемента жесткости. б) Толщина листового настила и элементов поперечного сечения профилей каркаса крыши должна быть не менее 5 мм без учета припуска на коррозию. в) Применение крыш других конструкций (не описанных в настоящем стандарте) допускается при условии выполнения требований настоящего стандарта. г) Допускается применение стационарных крыш из алюминиевых сплавов (см. приложение Б). Бескаркасные крыши а) Бескаркасные крыши должны быть образованы листовым настилом в виде пологих конических или сферических оболочек. б) Бескаркасные конические крыши рекомендуется применять для резервуаров диаметром не более 12,5 м; в) Бескаркасные сферические крыши - для резервуаров диаметром не более 25 м. Геометрические параметры бескаркасной конической крыши должны соответствовать следующим требованиям: максимальный угол наклона образующей крыши к горизонтальной плоскости должен быть 300; минимальный угол наклона образующей крыши к горизонтальной плоскости должен быть 150. Оболочку конической крыши формируют из полотнищ листового настила. Сварные соединения между полотнищами настила должны выполняться внахлест с двусторонними сварными швами. в) Геометрические параметры бескаркасной сферической крыши должны соответствовать следующим требованиям: минимальный радиус сферической поверхности должен составлять 0,8 диаметра резервуара; максимальный радиус сферической поверхности - 1,2 диаметра резервуара. Каркасные крыши а) Каркасные конические крыши рекомендуются для резервуаров диаметром от 10 до 25 м; каркасные сферические крыши - для резервуаров диаметром от 25 м и более. Геометрические параметры каркасной конической крыши должны соответствовать следующим требованиям: минимальный угол наклона образующей крыши к горизонтальной плоскости должен быть не менее 60 (уклон 1:10); максимальный угол наклона образующей крыши к горизонтальной плоскости должен быть 9,50 (уклон 1:6). Каркас конической крыши может быть ребристым или ребристо-кольцевым. б) Геометрические параметры каркасной сферической крыши должны соответствовать следующим требованиям: минимальный радиус сферической поверхности должен составлять 0,8 диаметра резервуара; максимальный радиус сферической поверхности должен составлять 1,5 диаметра резервуара. Каркас сферической крыши следует выполнять ребристым, ребристо-кольцевым или сетчатым. в) Каркасные крыши могут быть обычного и взрывозащищенного исполнения. В каркасных крышах обычного исполнения листовой настил следует прикреплять ко всем элементам каркаса. В каркасных крышах взрывозащищенного исполнения листовой настил должен быть прикреплен только к окаймляющему элементу стенки по периметру крыши. Катет сварного шва в соединении между настилом и кольцевым элементом жесткости принимают равным 4 мм. Патрубки и люки в крыше а) Число и размеры патрубков и люков зависят от типа и объема резервуара и должны указываться в техническом задании заказчиком резервуара и подтверждаться расчетом. б) Вентиляционные патрубки должны устанавливаться с минимальным (не более 10 мм) выступом относительно настила крыши изнутри резервуара. в) Фланцы патрубков должны выполняться по ГОСТ 12820 на условное давление 0,25 МПа, если иное не оговорено в техническом задании. г) Все патрубки на крыше резервуара, эксплуатируемого при избыточном давлении, должны иметь временные заглушки, предназначенные для герметизации резервуара при проведении испытаний. д) Для осмотра внутреннего пространства резервуара и его вентилирования (при очистке и ремонте) на стационарной крыше устанавливают не менее двух люков диаметром 500 мм. Оборудование, запорная арматура и КиП устанавливаемое на РВС Оборудование резервуаров типа рвс Нормальная и безопасная эксплуатация обеспечивается следующим оборудованием: приемо-раздаточным; дыхательным; противопожарным; замерным; прочим. Существует и другая классификация: оборудование, обеспечивающее надежную работу и снижение потерь нефтепродукта; оборудование для обслуживания и ремонта резервуара; противопожарное оборудование; приборы контроля и сигнализации. Специальному оборудованию, обеспечивающему снижение потерь нефтепродукта от испарения относятся: диск-отражатель, понтон, плавающая крыша, газоуравнительная система, система улавливания легких фракций. Приемо-раздаточное обору дование К нему относятся приемо-раздаточные патрубки с хлопушкой или без нее, приемо-раздаточная труба (подъемная труба). Общий вид размещения оборудования показан на рис. РМ2.  Устройство типового приемо-раздаточного патрубка с хлопушкой показано на Рис 7.  где 1 – барабан, 2 – сальниковое уплотнение, 3 – трос, 4 – рукоятка, 5 – перепускное устройство, 6 – задвижка (коренная), 7 – патрубок, 8 – стенка резервуара, 9 – хлопушка. Хлопушка выполняет роль обратного клапана и предохраняет утечку нефтепродукта при отказе задвижки 6. Перепускное устройство 5 служит для уравнивания давления слева и справа от закрытой хлопушки для облегчения её открытия. При использовании данной конструкции не полностью используется объем резервуара и происходит образование воронок при откачке нефтепродукта, что может привести к срыву работы насосов. В настоящее время внедряется резервуарный патрубок конструкции ПРУ (ПРП), который имеет более простую конструкцию и лишен последних двух недостатков. В резервуарах с вязкими нефтепродуктами используется подъемная труба, которая выполняет роль хлопушки и позволяет отбирать с верхнего уровня более подогретый и чистый нефтепродукт. Устройство показано на Рис 2.  где 2 – подъемная труба, 3 – патрубок, 4 – подъемный механизм трубы. В нефтяных резервуарах НПС и морских терминалах на конце приемо-раздаточного патрубка в центре резервуара может устанавливаться размывающая головка. В резервуарах объемом свыше 5000 м3 монтируется разводящая сеть с несколькими размывающими головками, которые должны обеспечить эффект предотвращения и размыва осадка на днище резервуара. Устройство размывающей головки показано на Рис 6.  Опыт эксплуатации размывающих головок, особенно в больших резервуарах показал их нестабильную эффективность. Были отмечены случаи повреждения и головок, и разводящей сети, что явилось результатом приржавления их подвижных элементов. Дыхательное оборудование резервуаров Дыхательная арматура предназначена для сообщения газового пространства резервуара (ГПР) с атмосферой. К этому оборудованию относятся: механический дыхательный клапан, предохранительный гидравлический клапан и вентиляционный патрубок. Механические дыхательные клапаны Сейчас используются: КД (ДК), НДКМ, КДН. Устройство и работа дыхательного клапана типа КД изображена на Рис 1.  где 1 – тарелка давления, 2 – тарелка вакуума, 3 – регулировочные грузы, 4 – корпус клапана, 5 – фланец. Достоинства клапана – простота; недостатки – малая пропускная способность, что вызвано большим гидравлическим сопротивлением. Стальные поверхности тарелки и седла в переходные периоды года и зимой могут примерзать. Поэтому есть непримерзающие дыхательные клапана (НДК) с фторопластовой прокладкой. Такие клапаны ставят на резервуары небольшой вместимости. Потом появился непримерзающий дыхательный клапан мембранный (НДКМ), который был избавлен от предыдущих недостатков ДК. Устройство НДКМ показано на рис 2.  где 1 – фланец, 2 – седло, 3 – тарелка клапана, 4 – нижняя мембрана, 5 – верхняя мембрана, 6 – регулировочные грузы (пластины), 7 – цепочки, 8 – смотровой люк с крышкой, 9 – огневой предохранитель, 10 – предохранительная пружина, 11 – импульсная трубка, 12 – трубка сообщения с атмосферой, 13 – ось вращения, 14 – запорный винт. При уменьшении давления в газовом пространстве (при откачке, в темное время суток) в него поступает атмосферный воздух ч/з клапан. При увеличении давления в газовом пространстве (при закачке, в светлое время суток) повышенное давление передается в полость А. Оно давит и на 4, и на 5. 4 под действием разности давления она прижимается (снизу давит меньшее атмосферное давление) и она прижимает тарелку. Это же давление действует на 5, она идет вверх и за цепочки тянет тарелку. Получается, что мембрану тянется и вверх и вниз. Площадь 5 больше площади 4 сила давления на 5 больше чем на 4 поэтому и тарелка приподнимается и газовая смесь выходит из резервуара, что и показано на рисунке. Клапаны НДКМ обладают большей пропускной способностью при том же диаметре присоединительного патрубка и устанавливаются на резервуарах большой емкости. Недостаток их в том, что низкая износостойкость мембран, она быстро диструктируется и клапан выходит из строя. В настоящее время серийно выпускаются клапаны дыхательные северного исполнения, которые обладают малым гидравлическим сопротивлением и, следовательно, большой пропускной способностью и имеют большую надежность, чем клапан НДКМ. Они маркируются КДН или КДНС. Устройство этого клапана показано на рис,  где 1500 – пропускная способность м3/ч. Приемо-сдаточные операции на ПСП. Взаимоотношения сторон при эксплуатации ПСП оговаривают в Инструкции (Регламенте) по взаимоотношениям и договорах между принимающей и сдающей сторонами. Операции по приему-сдаче нефти проводят совместно принимающей и сдающей сторонами. Ответственность за своевременное и правильное оформление приемосдаточных документов несёт владелец ПСП. Представителям сдающей и принимающей сторон необходимо иметь надлежащим образом оформленные доверенности на подписание товарно-сопроводительных документов. Для проведения операций приема-сдачи на ПСП другого предприятия грузоотправитель заключает соглашение с владельцем ПСП и принимающей стороной об обязательствах и условиях ведения учетных операций. Регламентные работы (проверка пломбировки СИ, пломбирование запорной арматуры, отбор проб, снятие показаний) проводит персонал принимающей и сдающей сторон совместно. При необходимости перехода на резервную схему учета представители предприятий сдающей и принимающей сторон в течение часа сообщают о принятом решении в вышестоящие организации и в организацию, осуществляющую техническое обслуживание СИКН. Порядок действий при переходе на резервную схему учета должен соответствовать РД 153-39.4-042. При отказе основной и резервной схем учет нефти осуществляют способом, регламентированным соглашением сторон. В целях предупреждения недостоверности учета нефти принимающая и сдающая стороны создают совместные комиссии, действующие в течение года по согласованному графику. Рекомендуемый состав комиссии - по одному специалисту с каждой стороны: - руководитель (ведущий инженер) товарно-транспортной службы; - инженер службы качества; - инженер-метролог; - представители других служб (при необходимости). В работе комиссии могут принимать участие представители вышестоящих организаций и представители организаций Госстандарта России. Результаты совместной работы отражают в общем акте. Мероприятия по устранению нарушений разрабатывает владелец ПСП в течение указанного в акте срока и согласовывает их с противоположной стороной. Перед началом работы комиссия проверяет выполнение и устранение замечаний предыдущих проверок. Типовая структурная схема ПСИ  Список используемой литературы: 1. Р.И. Вяхирев: Разработка и эксплуатация газовых месторождений, 2002 2. Кудинов В. И.: Основы нефтегазопромыслового дела, 2004 3. Лапук Б Б : Теоретические основы разработки месторождений природных газов, 2002 4. Бакиров А.А., Бакиров Э.А. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти газа. В 2т. Кн. 1. Теоретические основы прогнозирования нефтегазоспособности, 2012. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||