Курсовая работа. Сооружение и ремонт нефтепроводов. КП_Годзун_1. Сооружение и ремонт линейной части магистрального нефтепровода и резервуара вертикального стального с плавающей крышей
 Скачать 2.14 Mb.
|
|
1.6.3 Расчёт параметров продувки магистрального трубопровода Рассчитать параметры продувки трубопровода 𝐷 у = 1000 мм, ( 𝐷 н =1067 мм, 𝐷 вн = 1045 мм) не очищенного протягиванием очистных устройств. Трубопровод проложен в сухом глинистом грунте с 𝜌 гр = 1600 кг/м 3 ; 𝑓 = 0,4; 𝜂 = 0,5; с гр = 0,003 МПа. Принимаем Р = 0,5 кг/м, коэффициент, зависящий от вида загрязнений 𝑘 1 = 2,75. 1. Объем загрязнений по формуле (30): 𝑉 = 0,5 1600 = 3,125 ∙ 10 −4 м 3 м 2. Предельная длина участка, продуваемого в режиме механического перемещения загрязнений непосредственно перед поршнем, по формуле (29): 𝐿 𝑚𝑎𝑥 = 2,75 ∙ 1 3 3,125 ∙ 10 −4 = 8800 м. 3. Распределение сопротивлений по длине участка трубопровода при его очистке при х = 5000 м находим по формуле (31): 𝜎 = 1 10 4 ∙ ( 1 ∙ 1600 4 ∙ 0,5 − 10 4 ∙ 0,003 0,5 ∙ 0,4 ) × × (𝑒𝑥𝑝 5,09 ∙ 0,5 ∙ 0,4 ∙ 3,125 ∙ 10 −4 ∙ 5000 1 3 − 1) = 0,25 МПа. Данные для остальных значений 𝑥 приведены ниже: 𝑥, м 0 2500 5000 7500 8800 𝜎, МПа 0 0,08 0,25 0,64 1,00 40 4. Сопротивление по длине участка находим по формуле (31) 𝜎 = 1 10 4 ∙ ( 1 ∙ 1600 4 ∙ 0,5 − 10 4 ∙ 0,003 0,5 ∙ 0,4 ) × × (𝑒𝑥𝑝 5,09 ∙ 0,5 ∙ 0,4 ∙ 3,125 ∙ 10 −4 ∙ 8800 1 3 − 1) = 1,00 МПа. 5. Сопротивление воздушному потоку по формуле (37): 𝜎 1 = 1 10 4 ∙ ( 1 ∙ 1600 4 ∙ 0,5 − 10 4 ∙ 0,003 0,5 ∙ 0,4 ) × × (𝑒𝑥𝑝 5,09 ∙ 0,5 ∙ 0,4 ∙ 3,125 ∙ 10 −4 ∙ 8800 1 3 + 1) × × (𝑒𝑥𝑝 5,09 ∙ 0,5 ∙ 0,4 ∙ 3,125 ∙ 10 −4 ∙ 8800 1 3 − 1) = 18,56 МПа. 6. По формулам (35) и (36) соответственно находим: 𝐴 1 = 0,07 + 1,00 + 0,1 = 1,17 МПа; 𝐴 2 = 0,07 + 18,56 + 0,1 = 18,73 МПа. 7. Начальное давление в ресивере определяем по формуле (32): 𝑝 р = (1,75 + 1) ∙ 1,17 = 3,23 МПа. 8. Площадь внутренней полости трубопровода по формуле (34): 𝑆 = 𝜋 4 ∙ 1,045 2 = 0,858 м 2 9. Для воздуха при 𝑇 = 293°∁ по формуле (38) находим: 𝑘 3 = 0,69 ∙ √287,04 ∙ 293 ∙ 0,6 = 155. 10. Площадь проходного сечения крана обводной линии можно вычислить по формуле (33), приняв скорость движения поршня 𝜐 = 8,5 м/с: 𝑆 к = 0,858 ∙ 8,5 155 ∙ ( 3,23 18,73 − 1 ∙ 1,17 18,73) = 0,429 м 2 41 11. Диаметр обводной линии и условный диаметр арматуры найдем по формуле (40), приняв коэффициент с 1 = 0,6: 𝑑 у = 1,13 ∙ √ 0,429 0,6 = 0,404 м. Окончательно принимаем диаметр 𝑑 н = 426 мм. 42 2 Ремонт магистральных нефтепроводов 2.1 Общие положения В процессе эксплуатации трубопроводы и их элементы изнашиваются под воздействием различных факторов, таких как механические нагрузки, температурное воздействие, атмосферные осадки, коррозионный и эрозионный износы, нарушение условий эксплуатации элементов трубопровода, что может привести к серьезным последствиям. Поэтому для предотвращения всевозможных аварий на трубопроводах, продления их срока службы необходимо своевременное проведение превентивных мероприятий – профилактических осмотров, планово-предупредительных ремонтов трубопроводов и арматуры. По объему и характеру выполняемых работ ремонты подразделяются на текущие (аварийные или внеплановые), средние и капитальные. При текущем ремонте устраняют дефекты, замеченные во время эксплуатации. При среднем ремонте производят восстановительные плановые работы линейной арматуры и оборудования, линий связи, средств электрозащиты, осуществляют работы по очистке внутренней поверхности трубопроводов, обследованию и ремонту водных переходов. Капитальный ремонт магистрального трубопровода представляет собой комплекс технических мероприятий, направленных на полное или частичное восстановление линейной части эксплуатируемого трубопровода до проектных характеристик с учётом требований действующих нормативов. Капитальный ремонт нефтепровода по характеру и технологии проведения работ подразделяют на три вида ремонта: 1) ремонт с заменой труб; 2) ремонт с заменой изоляционного покрытия; 3) выборочный ремонт. Капитальный ремонт с заменой труб заключается в полной замене 43 дефектного участка трубопровода новым. Капитальный ремонт с заменой изоляционного покрытия заключается в полной замене изоляционного покрытия с восстановлением (при необходимости) несущей способности стенки трубопровода. Выборочный ремонт — это ремонт участков нефтепровода с опасными и потенциально опасными дефектами стенки труб, а также ремонт сложных участков (мест пересечений с наземными и подземными коммуникациями, участков, примыкающих к узлам линейной арматуры). Выборочный ремонт включает: 1) ремонт участков, прилегающих к узлам линейной арматуры; 2) ремонт участков длиной до 20 условных диаметров; 3) ремонт протяженных участков методом последовательных захваток или с использованием грунтовых опор; 4) ремонт участков с заменой "катушки", трубы, узлов линейной арматуры. Рассмотрим подробнее последний вид ремонта. 2.2 Выборочный ремонт участков нефтепровода с заменой "катушки" 2.2.1 Состав работ Выборочный ремонт участков нефтепровода с заменой "катушки" включает в себя: 1) Подготовительные работы; 2) Земляные работы; 3) Врезка вантузов в нефтепровод; 4) Остановка перекачки нефти по трубопроводу; 5) Откачка нефти из отключенного участка; 6) Вырезка деталей или заменяемого участка; 7) Герметизация полости труб нефтепровода; 8) Размагничивание стыкуемых труб перед сваркой; 44 9) Сварочно-монтажные работы по врезке новой детали; 10) Подготовка нефтепровода к пуску, заполнение нефтепровода; 11) Вывод нефтепровода на необходимый режим работы. 2.2.2 Подготовительные работы Подготовительные работы, выполняемые Подрядчиком, включают: 1) подготовку подъездных и вдольтрассовых (при необходимости - устройство) дорог, мостов для выполнения перебазировки и доставки машин, механизмов, материалов и людей к месту производства работ; 2) размещение и обустройство полевых городков, решение вопросов питания, быта рабочих; 3) оборудование пунктов погрузки и выгрузки; 4) перебазировку ремонтных колонн к месту работы; 5) организацию пунктов хранения горюче-смазочных материалов; 6) устройство временных складов; 7) оборудование пунктов технического обслуживания машин и механизмов, баз по приготовлению битумной мастики; 8) обеспечение РСК системой двухступенчатой связи: первая ступень - радиосвязь между мастером РСК, диспетчером РУМН (АО МН) и руководством подрядчика (РСУ); вторая ступень - радиосвязь между мастером (прорабом) РСК и отдельными бригадами, звеньями, экипажами машин; 9) подготовку ремонтной полосы (совместно с Заказчиком). 10) Подготовка ремонтной полосы включает определение оси трассы и глубины заложения нефтепровода, обозначение на местности километража и пикетов трассы и всех пересечений нефтепровода с инженерными коммуникациями, а также всех параллельно пролегающих коммуникаций. Результаты измерений фактической глубины заложения трубопровода (от поверхности земли до нижней образующей трубы) наносят на вешки высотой 1,5...2,0 м, забиваемые по оси трубопровода через 50 м, а при неровном рельефе - через 25 м. Вешки следует также установить в местах изменений рельефа, в 45 вершинах углов поворотов трассы и в местах пересечения с другими подземными коммуникациями, на границах разработки грунта вручную, перед началом и концом вскрышных работ, у линейных задвижек и в опасных местах (недостаточное заглубление и т.п.). 2.2.3 Земляные работы В состав земляных работ при выполнении ремонта МН входят: 1) оформление отвода земли и разрешительных документов на производство работ в охранной зоне, согласование ведения земляных работ с владельцами коммуникаций, находящихся в одном техническом коридоре или пересекающихся с МН; 2) обозначение опознавательными знаками трассы нефтепроводов и других подземных коммуникаций в данном техническом коридоре; 3) подготовка площадки для производства ремонтных работ, вспомогательных площадок; 4) устройство проездов для движения техники не ближе 10 м к оси нефтепровода; 5) обустройство переездов через нефтепровод, оборудованных железобетонными дорожными плитами; 6) разработка и обустройство ремонтного котлована; 7) разработка приямков для врезки вантузов в трубопровод; 8) планировка земли на трассе прохождения временных трубопроводов для откачки-закачки нефти; 9) устройство амбара для размещения откачиваемой нефти из нефтепровода на ремонтируемом участке; 10) засыпка ремонтного котлована, приямков; 11) рекультивация земель на месте проведения ремонтных работ и сдача их землепользователям или землевладельцам с оформлением акта. Земляные работы должны начинаться со снятия плодородного слоя грунта и перемещения его в отвал для временного хранения. Минимальная ширина 46 полосы снятия плодородного слоя должна быть равна ширине котлована или амбара по верху плюс 0,5 м в каждую сторону, при толщине плодородного слоя менее 100 мм допускается вести земляные работы без его снятия. 2.2.4 Врезка вантузов в нефтепровод Вантуз — это задвижка с патрубком, устанавливаемая под прямым углом к оси трубопровода. Вантузы предназначены для подсоединения насосных агрегатов при опорожнении ремонтируемого участка и закачки нефти в нефтепровод после ремонта, а также впуска воздуха при освобождении и выпуска газовоздушной смеси при заполнении нефтепровода. Вантузы для откачки нефти из ремонтируемого участка трубопровода устанавливаются на вырезаемой (удаляемой) «катушке» или в самых низких по геодезическим отметкам местах трассы в соответствии с принятой технологией опорожнения трубопровода. Вантузы монтируются на боковой, верхней и нижней образующей трубы (рис. 9). Вантузы, смонтированные на нижней и боковой образующей трубопровода, должны быть вырезаны после завершения работ. Вантузы для закачки нефти, в зависимости от принятой схемы заполнения нефтепровода, устанавливаются на параллельном нефтепроводе или на ремонтируемом нефтепроводе по их верхней образующей. Вантузы для впуска- выпуска воздуха устанавливаются по верхней образующей трубопровода в местах трассы ремонтируемого участка с наиболее высокой геодезической отметкой. Количество и диаметр врезаемых для откачки нефти вантузов зависят от объема откачиваемой нефти из ремонтируемого участка нефтепровода, диаметра опорожняемого участка, профиля трассы. Количество и диаметр вантузов, врезаемых в трубопровод для откачки и закачки нефти, приведены в табл. 1 приложения Б. Минимальные диаметры и количества вантузов приведены в табл. 2, 3 47 приложения Б. Рисунок 9 – Схема расстановки вантузов при врезке для откачки нефти [11] 1 - задвижка; 2 - патрубок; 3 - усиливающая накладка (воротник); 4 - ремонтируемый трубопровод; А - расстояние между вантузами; b - ширина усиливающего воротника; d в - диаметр вантуза (патрубка); D - диаметр трубопровода; h п - высота патрубка (определяется техническими параметрами применяемого для вырезки приспособления) - не менее 100 мм; с - минимальное расстояние между усиливающими воротниками Технология монтажа и приварки вантуза к трубопроводу Врезка вантуза в магистральный нефтепровод включает следующие работы: 1) обеспечение рабочего давления в нефтепроводе, в месте производства работ не более 2,5 МПа и наличии не менее 0,1 МПа избыточного давления; 2) разметку и подгонку патрубка вантуза к нефтепроводу; 3) приварку патрубка к нефтепроводу; 4) контроль качества сварного шва; 5) монтаж и сварку усиливающего воротника. Расстояние между сварными швами трубопровода и привариваемых элементов должно быть не менее 100 мм. 2.2.5 Остановка перекачки нефти по трубопроводу и отключение участка Остановка перекачки нефти по трубопроводу осуществляется путем 48 остановки насосных агрегатов на НПС в порядке и последовательности, определенных в инструкции ОАО МН о порядке пуска и остановки нефтепроводов, утвержденной главным инженером ОАО МН. Остановка перекачки нефти по трубопроводу и процедура отключения ремонтируемого участка проводится под руководством диспетчера РНУ (УМН). 2.2.6 Откачка нефти из отключенного участка Объем нефти, который подлежит откачке для освобождения трубопровода в месте производства работ, определяют следующим образом: - определяется протяженность участка нефтепровода между отсекающими задвижками или перевальными точками до и после места производства работ, исключая участки обратных склонов, откуда приток нефти к месту откачки исключен; - определяется сечение нефтепровода; - рассчитывается объем откачиваемой нефти. Освобождение отключенного участка нефтепровода от нефти производится после остановки перекачки нефти и перекрытия линейных задвижек. Для освобождения ремонтируемого участка нефтепровода от нефти могут использоваться следующие технологические схемы: 1) откачка нефти из ремонтируемого участка в параллельный нефтепровод; 2) откачка нефти из ремонтируемого участка за линейную задвижку в резервуары НПС; 3) откачка нефти за перевальную точку; 4) сброс нефти самотеком в резервуары НПС; 5) откачка нефти в передвижные емкости, сборно-разборные резервуары и резинотканевые резервуары; 6) откачка нефти в амбар. Схемы откачки-закачки выбираются в зависимости от условий 49 прохождения трассы нефтепровода, наличия параллельных нефтепроводов, герметичности линейных задвижек и условий производства работ. Во всех случаях, независимо от принятой схемы откачки, в опорожняемый нефтепровод должен быть организован впуск воздуха путем открытия имеющихся или врезки новых вантузов на участках с наиболее высокими геодезическими отметками. 2.2.7 Вырезка дефектных «катушек» Вырезка дефектного участка должна осуществляться: 1) безогневым методом с применением труборезных машин; 2) с использованием энергии взрыва - с применением удлиненных кумулятивных зарядов. Длина вырезаемого участка трубопровода должна быть больше дефектного участка не менее чем на 100 мм с каждой стороны, но не меньше диаметра трубопровода. Перед началом работ по резке труб необходимо подготовить ремонтный котлован, трубопровод должен быть вскрыт на расстоянии не менее, чем на 1,5 м от места реза с каждой стороны, просвет между вырезаемой «катушкой» и дном котлована должен составлять не менее 0,6 м, минимальное расстояние между боковыми образующими вырезаемой «катушки» и стенкой котлована должно быть не менее 1,5 м. До начала резки труб изоляционное покрытие в местах резки, в зависимости от способа выполнения операции, должно быть удалено по всей окружности трубы на ширину не менее 50 мм - при использовании энергии взрыва, не менее 600 мм - для труборезных машин. Поверхность трубопровода в местах резки должна быть очищена от изоляции, остатков клея, праймера и мастики. Перед установкой труборезных машин или зарядов котлован необходимо зачистить от остатков изоляционных материалов и замазученного грунта. При проведении работ по вырезке катушки труборезными машинками 50 контроль газовоздушной среды в котловане осуществлять каждые 30 мин. Для устранения загазованности должны применяться приточные вентиляторы с электродвигателями во взрывозащищенном исполнении, оснащенные прорезиненными рукавами для подачи свежего воздуха в рабочую зону котлована и обеспечивающие 8-ми кратный обмен. Вентилятор размещается с наветренной стороны на подготовленной ровной площадке вне котлована не ближе 5 м от бровки. Перед вырезкой «катушки» на нефтепроводе должна быть установлена шунтирующая перемычка из медного многожильного кабеля, с сечением не менее 16 мм 2 , или из стального прутка, (полосы) сечением не менее 25 мм 2 . При ремонте нефтепровода на участках с наличием блуждающих токов электрифицированных железных дорог, сечение перемычки должно быть рассчитано на максимальный ток дренажа, но не менее 50 мм 2 . Вырезаемая «катушка» также шунтируется с трубопроводом. Длина шунтирующих перемычек должна обеспечивать свободный проход труборезных машинок и демонтаж вырезанной детали из ремонтного котлована. Вырезка дефектного участка с применением труборезных машин Вырезка дефектного участка производится труборезными машинами с приводами во взрывобезопасном исполнении с частотой вращения режущего инструмента не более 60 об/мин, и подачей не более 30 мм/мин. Вырезка дефектного участка осуществляться одновременно двумя труборезными машинами. Труборезные машины устанавливаются на трубе согласно инструкциям по эксплуатации и в соответствии со схемами вырезки «катушек» (приложение В). Работы при резке труб следует проводить с соблюдением следующих требований и в последовательности: 1) проверить и убедиться в полной исправности и комплектности применяемого оборудования до начала работ; 51 2) разметить место реза и установить труборез на трубопровод, при монтаже удерживать его грузоподъемным механизмом до тех пор, пока не будут натянуты цепи; 3) установить электрощит управления на расстоянии не менее 30 м от места проведения работ; 4) выполнить расключение силовых кабелей, заземлить труборез и пульт управления; 5) проверить силовые кабели на отсутствие внешних повреждений; 6) подготовить емкость с охлаждающей жидкостью вместимостью 50 л для обеспечения постоянного охлаждения фрезы во время резки; 7) застопорить вырезаемую «катушку» грузоподъемным механизмом; 8) произвести вырезку «катушки» в соответствии с инструкцией по эксплуатации трубореза, при движении трубореза по трубопроводу не допускать попадания силового и заземляющего кабелей, шунтирующих перемычек в зону работы фрезы, не допускать натяжки кабеля; 9) для избежания защемления режущего диска фрезы при резке труб, вследствие освобождающихся напряжений, необходимо вбивать клинья в надрез через каждые 250...300 мм на расстоянии 50...60 мм от режущего инструмента. Клинья должны быть изготовлены из искробезопасного материала. После окончания работ по вырезке дефектного участка трубы, труборезные машинки демонтируются, ремонтный котлован освобождается от вырезанных «катушек», деталей и зачищается от замазученности. |