Реферат выпускная квалификационная работа по теме Модернизация камеры приемапуска средств очистки и диагностики
 Скачать 1.03 Mb.
|
|
3 РЕФЕРАТ Выпускная квалификационная работа по теме «Модернизация камеры приема-пуска средств очистки и диагностики» содержит 66 страниц текстового документа, 36 использованных источников, 6 листов графического материала. КАМЕРА ПРИЕМА-ПУСКА СРЕДСТВ ОЧИСТКИ И ДИАГНОСТИКИ, КОНЦЕВОЙ ЗАТВОР, ЗАПАСОВОЧНОЕ УСТРОЙСТВО. Объект ВКР: Камера приема-пуска средств очистки и диагностики. Цель ВКР: - очистка магистрального нефтепровода очистным устройством и его запасовка в камеру приема-пуска средств очистки и диагностики с использованием модифицированного концевого затвора и модифицированного запасовочного устройства. - изучение принципа очистки магистрального нефтепровода; - патентный поиск и подбор оптимального оборудования; - сравнение затрат на проведение мероприятий по запуску средств очистки и диагностики, используя старый и модифицированный затворы. В выпускной квалификационной работе предложена модернизация камеры приема-пуска средств очистки и диагностики магистрального нефтепровода, включающая в себя замену существующего затвора камеры на концевой затвор камеры запуска и приема внутритрубных устройств магистральных трубопроводов «Миаскит». В конструкторско-технологической части выпускной квалификационной работы разработана конструкция и произведен расчет модернизированного затвора камеры приема-пуска средств очистки и диагностики. 4 СОДЕРЖАНИЕ Введение ....................................................................................................................... 6 1 Диагностика и очистка магистральных нефтепроводов ...................................... 8 1.1 Внутритрубная диагностика нефтепроводов ................................................. 8 1.2 Внутритрубная очистка нефтепроводов ....................................................... 10 1.3 Варианты исполнений узлов подключения станций ................................... 12 1.4 Классификация задвижек узлов подключения станций по назначению ... 13 2 Организация работ по очистке и диагностике нефтепроводов ......................... 13 2.1 Периодичность внутритрубной диагностики ............................................... 13 2.2 Периодичность очистки ................................................................................. 14 3 Техническое обслуживание очистных устройств ............................................... 15 4 План организации работ по модернизации ......................................................... 18 4.1 Подготовительный период строительства .................................................... 19 4.2 Демонтажные работы ..................................................................................... 20 4.3 Огневые работы ............................................................................................... 20 4.4 Монтажные работы ......................................................................................... 21 4.5 Гидравлические испытания на прочность и герметичность....................... 22 5 Модернизация камеры приема-пуска средств очистки и диагностики ............ 24 5.1 Концевой затвор «Миаскит» .......................................................................... 24 5.2 Запасовочное утройство ................................................................................. 26 6 Расчет камеры приема-пуска средств очистки и диагностики .......................... 27 6.1 Расчет сопротивлений растяжению и сжатию ............................................. 28 6.2 Расчет толщины стенки камеры .................................................................... 29 6.3 Расчет толщины стенки расширенной части камеры .................................. 31 6.4 Расчет толщины стенки технологических патрубков ................................. 32 6.5 Расчет толщины стенки патрубков газовоздушной линии ......................... 33 6.6 Расчет толщины стенки днища камеры ........................................................ 35 7 Экономический расчет затрат на проведение замены затвора .......................... 36 7.1 Затраты на проведение замены ...................................................................... 37 5 7.1.1 Расчет затрат на оплату труда .............................................................. 39 7.1.2 Расчет страховых взносов ..................................................................... 41 7.1.3 Амортизационные отчисления ............................................................. 43 7.1.4 Затраты на материалы ............................................................................ 45 7.1.5 Затраты на модернизацию ..................................................................... 46 7.2 Расчет экономического эффекта от модернизации затвора ....................... 47 7.2.1 Затраты при использовании существующего затвора ....................... 47 7.2.2 Затраты при использовании модернизированного затвора ............... 49 8 Безопасность жизнедеятельности ......................................................................... 50 8.1 Опасные и вредные производственные факторы ........................................ 51 8.2 Санитарно-гигиенические требования к помещению и размещению используемого оборудования................................................................................... 52 8.3 Обеспечение безопасности технологического процесса ............................ 53 8.3.1 Искусственное освещение ..................................................................... 53 8.3.2 Расчет искусственного освещения ....................................................... 54 8.3.3 Пожарная безопасность на объекте ..................................................... 57 8.3.4 Травмобезопасность на объекте ........................................................... 58 Заключение ................................................................................................................ 61 Список сокращений .................................................................................................. 62 Список используемых источников .......................................................................... 63 6 ВВЕДЕНИЕ Непременным технологическим элементом эксплуатации нефтепроводов являются узлы приема-пуска средств очистки и диагностики (далее – СОД) внутренней полости нефтепровода. На головных нефтеперекачивающих станциях (далее – НПС) устанавливают только камеры пуска, на промежуточных – как камеры пуска, так и камеры приема устройств, а также узлы пропуска СОД; на конечных НПС – только камеры приема. Поточные устройства (которые сотрудники НПС часто называют просто «снаряд») движутся внутри трубопровода под действием перепада давлений, возникающего на их торцах в потоке транспортируемой жидкости, и осуществляют те технологические операции, для которых они предназначены [1]. Существуют различные конструкции поточных устройств. Так, например, для слежения за состоянием внутренней поверхности трубопровода используют чрезвычайно сложные (и дорогостоящие) конструкции, несущие на себе множество измерительных приборов и записывающих устройств, показания которых позже дешифрируют и анализируют на предмет обнаружения дефектов внутренней поверхности трубопровода. К более простым СОД, используемым для очистки внутренней полости нефтепровода, относятся различные скребки, жесткие или эластичные поршни (англ. «pig»), а также толстостенные резиновые шары (разделители типа РШ). Нефтепровод и сами поточные устройства оборудуют, как правило, сигнальными приборами, регистрирующими движение устройства внутри трубопровода. Каждое из очистных устройств имеет свои преимущества и недостатки. Так, например, толстостенные резиновые шары типа РШ обладают повышенной проходимостью внутри трубопровода, способны преодолевать сужения трубы, крутые повороты и даже неполнопроходные задвижки, однако из-за своей эластичности они обладают худшими очистными свойствами по сравнению со скребками, особенно в случае застарелых и твердых отложений. 7 Для ввода диагностического снаряда достаточно, закрыв одну задвижку, открыть последовательно две другие задвижки. Это изменит направление потока жидкости, и устройство уйдет в трубопровод. На камере установлено несколько вантузов для слива остаточной жидкости, а также удаления газовоздушных пробок. К недостаткам существующих затворов камеры приема-пуска (далее – КПП) СОД можно отнести: - крышка затвора в открытом состоянии занимает значительную часть внутреннего объема рабочей зоны затвора, что приводит к необходимости увеличения габаритов затвора при эксплуатации штатных поточных снарядов; - крышка затвора размещена внутри камеры, что усложняет ее извлечение в случае необходимости ее ремонта или замены; - неудобство обслуживания, ремонта и эксплуатации камеры и затвора. Актуальность выпускной квалификационной работы состоит в том, что модернизация камеры приема-пуска средств очистки и диагностики путем установки нового концевого затвора позволит достичь технического эффекта, заключающегося в устранении указанных выше недостатков, снижении металлоемкости, упрощении технологии изготовления, эксплуатации и ремонта. Целью выпускной квалификационной работы является очистка магистрального нефтепровода очистным устройством и его запасовка в камеру приема-пуска средств очистки и диагностики с использованием модифицированного концевого затвора и модифицированного запасовочного устройства. Для достижения данной цели необходимо решить следующие задачи: - изучить принцип очистки магистрального нефтепровода; - провести патентный поиск и подобрать оптимальное оборудование; - провести необходимые расчеты; - сравнить затраты на проведение мероприятий по запуску средств очистки и диагностики, используя старый и модифицированный затворы. 8 1 Диагностика и очистка магистральных нефтепроводов 1.1 Внутритрубная диагностика нефтепроводов Техническое состояние линейной части магистрального нефтепровода (далее – ЛЧ МН) характеризуется ее несущей способностью, герметичностью и работоспособностью запорно-регулирующей и предохранительной арматуры. Основными факторами, которые влияют на эксплуатационную надежность, являются: - наличие недопустимых соединительных деталей; - наличие дефектов на внутренней и наружной поверхности трубопровода, а также стенке трубопровода и в местах заводских и монтажных сварных стыков. Для выявления этих дефектов проводится внутритрубная диагностика. В настоящее время основным способом диагностики трубопроводов, находящихся в эксплуатации, является внутритрубная дефектоскопия, осуществляемая специальными внутритрубными инспекционными приборами (далее – ВИП). Основной принцип такого исследования заключается в том, что прибор перемещается по трубе с потоком перекачиваемой нефти и с помощью ультразвукового или магнитного сканирования запоминает полную картину дефектов трубопровода. Для контроля за движением ВИП во время пропуска вдоль НП устанавливаются электронные маркеры. Электронные маркеры устанавливаются над осью НП в местах установки километровых или маркерных знаков, и расстояние между местами их установки должно составлять не более 2 км. Для определения местонахождения ВИП на трассе НП все они снабжены специальными приемо-передатчиками, по сигналам которых фиксируется прохождение прибором маркерных отметок. 9 Проведение диагностики способствует раннему обнаружению дефектов, их своевременному устранению и предупреждению аварийных ситуаций, сокращению трудозатрат и времени необходимых ремонтных работ. Все работы, связанные с подготовкой и эксплуатацией ВИП, проводятся под контролем специалистов ОАО ЦТД «Диаскан». Для проведения внутритрубной диагностики МН существует две группы устройств внутритрубной инспекции: - калибровочные устройства и профилемеры; - ультразвуковые и магнитные дефектоскопы. Устройства первой группы используют для проверки внутренней геометрии нефтепроводов. Они позволяют с большой точностью обнаруживать и измерять вмятины, овальности и другие аномалии геометрии трубопровода. К данным устройствам относят следующие типы ВИП: - профилемер – предназначен для измерения внутреннего проходного сечения НП, выявления отводов и определения их местоположения; - шаблон профилемера – является габаритно-весовым аналогом профилемера и оснащен механическим измерительным блоком; - скребок-калибр – предназначен для оценки минимальной величины проходного сечения трубопровода; - скребок-калибратор – предназначен для выявления недопустимых сужений НП (менее 85 % номинального наружного диаметра) и оценки возможности пропуска очистных устройств и ВИП по магистральным трубопроводам диаметром 159 и 219 мм; - устройство контроля качества очистки – для проведения контроля качества очистки внутренней полости и стенок НП. Устройства второй группы используют для обнаружения и высокоточного измерения точечной и сплошной коррозии, расслоения, царапин, инородных включений и т.п. К данным устройствам относят следующие типы ВИП: 10 - ультразвуковой дефектоскоп WM – предназначен для определения дефектов стенок методом ультразвуковой толщинометрии; - магнитный дефектоскоп MFL – предназначен для оценки состояния стенок трубопровода и дефектов кольцевых сварных стыков; - ультразвуковой дефектоскоп «Ультраскан CD» – предназначен для обнаружения трещин на стенках трубопровода и сварных швах импульсным эхо-методом. 1.2 Внутритрубная очистка нефтепроводов В процессе эксплуатации происходит постепенное уменьшение пропускной способности НП, приводящее к снижению эффективности работы, существенному увеличению затрат на прокачку нефти и ухудшению ее качества из-за загрязнения механическими примесями. Главными причинами, вызывающими уменьшение пропускной способности НП, являются: - накопление отложений парафина; - повышение шероховатости стенок труб в результате их внутренней коррозии; - накопление продуктов коррозии и механических примесей; - скопление в низких местах трубопроводов воды, а в верхних точках трубопроводов воздушных пробок. Очистка внутренней полости МН проводится с целью поддержания их пропускной способности и предупреждения скапливания воды и внутренних отложений. Процесс пропуска очистных устройств по сути аналогичен пропуску ВИП при диагностике, но предназначен для решения задачи очистки НП. Очистные устройства, называемые также скребками, во время движения механическим способом удаляют с внутренних стенок НП продукты, присутствие которых вызывает уменьшение пропускной способности. 11 Для получения качественной информации при проведении внутритрубной диагностики необходимо обеспечить максимальную площадь контакта датчиков ВИП со стенками НП. С этой целью перед проведением внутритрубной диагностики проводится преддиагностическая очистка МН. Внутритрубная очистка МН выполняется разрешенными к применению очистными устройствами, имеющими полный комплект разрешительной и эксплуатационной документации: - разрешение Ростехнадзора России на применение; - заключение о взрывобезопасности; - паспорт; - формуляр; - руководство по эксплуатации; - инструкция по монтажу; - ведомость ЗИП; - ведомость эксплуатационных документов. В ОАО «АК «Транснефть» эксплуатируются очистные устройства следующих типов: - СКР 1; - поршнеразделители ПРВ 1-01 с чистящими дисками; - СКР 1-1 с чистящими и щеточными дисками; - СКР 2 двухсекционные с чистящими и щеточными дисками и подпружиненными щетками; - СКР 3 магнитного типа с чистящими дисками и магнитными щетками, предназначенными для сбора металлических предметов из полости трубы; - СКР 4 с подпружиненными чистящими и щеточными пластинами. Все очистные устройства оснащаются передатчиками во взрывозащищенном исполнении, которые совместно с низкочастотными локаторами позволяют контролировать прохождение очистного устройства по НП. 12 1.3 Варианты исполнений узлов подключения станций МН состоит из технологических участков, протяженность которых – от 400 до 600 км. В начале каждого участка находится НПС с резервуарным парком. На протяжении каждого участка для поддержания необходимого процесса перекачки нефти располагаются несколько промежуточных НПС. Подключение НПС к ЛЧ НП осуществляется через специальные технологические площадки – узлы подключения станций (далее – УПС). Для проведения работ по очистке и диагностике в зависимости от местоположения НПС вдоль ЛЧ МН в состав УПС могут входить: - узел пуска – производственная площадка с комплексом взаимосвязанного оборудования для проведения операций по запасовке средств очистки и диагностики в камеру пуска и запуску их в НП; - узел пуска-приема – производственная площадка с комплексом взаимосвязанного оборудования для проведения операций по запасовке и запуску СОД в НП, а также для их приема и извлечения из НП; - узел пропуска – производственная площадка с расположенной на ней технологической обвязкой трубопроводов, обеспечивающая пропуск СОД по схеме с остановленной или работающей НПС; - узел приема – производственная площадка с комплексом взаимосвязанного оборудования для проведения операций по приему и извлечению СОД в камеру приема из НП. Узлы запуска и приема также могут располагаться на резервных нитках и лупингах нефтепровода, в местах перехода через горные и водные преграды. В зависимости от состава существуют следующие варианты исполнения УПС: - с узлом пуска СОД (обычно на головных НПС в начальных пунктах МН); - с узлом пуска-приема СОД (на головных НПС эксплуатационных участков) 13 а) с соосным расположением камер пуска-приема; б) с параллельным расположением камер пуска-приема; - с узлом пропуска СОД (на промежуточных НПС); - с узлом приема СОД (в конечных пунктах МН). 1.4 Классификация задвижек узлов подключения станций по назначению Все задвижки УПС по назначению можно разбить на четыре группы: - секущие задвижки – обеспечивают подключение НПС к НП или отключение НПС от НП; а) приемные задвижки НПС; б) выкидные задвижки НПС; - задвижки, обеспечивающие транзит нефти – эти задвижки пропускают поток нефти через УПС при закрытых секущих задвижках. В линию транзита монтируется обратный клапан для обеспечения транзита нефти при отключении НПС от НП и предотвращения перетока нефти с выкида НПС на прием; - задвижки, обеспечивающие запасовку и пуск СОД; - задвижки, обеспечивающие прием СОД и их извлечение из НП. |