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.
|
|
Порядок демонтажа вырезаемых деталей, оборудования Демонтаж дефектного участка тройниковых узлов, неисправной арматуры должен проводиться с применением грузоподъемных механизмов. Строповку «катушек», арматуры, соединительных деталей следует выполнять инвентарными стропами в соответствии со схемами строповки, разработанными в ППР (рис. 10). Строповка тройников должна проводиться трехветвевыми стропами необходимой грузоподъемности. Способы строповки 52 должны исключать возможность падения или скольжения перемещаемого груза. Применяемые съемные грузозахватные приспособления должны быть испытаны и иметь бирки. В проекте производства работ должны быть указаны наименования, грузоподъемность и количество применяемых грузоподъемных механизмов, определены лица, ответственные за безопасное производство работ по перемещению грузов кранами. Рисунок 10 – Схема строповки демонтируемых элементов трубопровода Зачистка ремонтного котлована Зачистку производят механизированным способом с применением откачивающих средств, экскаваторов и вывозкой замазученного грунта. При зачистке котлована необходимо откачать остатки нефти, со стенок и дна котлована срезать и удалить слой пропитанного нефтью грунта, затем дно котлована засыпать слоем свежего грунта, выровнять его. 2.2.8 Герметизация полости труб нефтепровода Внутренняя полость магистральных нефтепроводов должна перекрываться тампонами-герметизаторами. В зависимости от принятой технологии ремонтных работ применяются методы герметизации полости нефтепровода: 1) с открытого торца трубопровода; 2) через специальные «окна», вырезанные в стенке трубопровода; 53 3) через патрубки с задвижками. Перед установкой тампонов-герметизаторов через открытый торец трубы внутренняя поверхность трубопровода должна быть очищена от парафиновых отложений и грязи на длину не менее 2Д + 1 м, где Д - диаметр трубопровода в м, при герметизации трубопровода из «окна» внутренняя полость очищается на расстоянии не менее 1,5 м в каждую сторону от кромки «окна». Герметизаторы устанавливаются в трубопровод в соответствии с инструкциями по их эксплуатации. На торец герметизатора со стороны ввариваемой «катушки» должен быть установлен защитный экран из паронита толщиной 3-5 мм, полностью перекрывающий сечение трубопровода или выполнена обмазка глиной толщиной не менее 10 см по всей поверхности для предотвращения его повреждения при ведении огневых работ. 2.2.9 Размагничивание стыкуемых труб перед сваркой Остаточную намагниченность труб, свариваемых в процессе ремонта МН, классифицируют в зависимости от величины напряженности магнитного поля или величины магнитной индукции, измеряемых на торцах труб. Остаточная намагниченность может быть: 1) слабой - до 20 Гс (2 мТл); 2) средней - от 20 до 100 Гс (2 до 10 мТл); 3) высокой - более 1 00 Гс (10 мТл). При средней и высокой остаточной намагниченности труб, сварка стыков трубопроводов сопровождается появлением эффекта «магнитного дутья». Для нейтрализации эффекта «магнитного дутья» проводится размагничивание свариваемых концов труб следующими методами: 1) размагничивание с помощью магнитного поля, создаваемого постоянным током (приложение Г); 2) размагничивание с помощью магнитного поля, создаваемого переменным током; 54 3) размагничивание с помощью электромагнитов; 4) размагничивание с помощью постоянных магнитов. Для выбора метода размагничивания необходимо определить величину и направление магнитного поля с помощью измерительных приборов. Выбор метода размагничивания корпусов «катушек» или отдельных труб, торцов «катушек» и ремонтируемых труб производится по: 1) результатам измерения остаточной намагниченности; 2) наличию приборов и оснастки для компенсации намагничивания; 3) техническим характеристикам сварочного оборудования, используемым для размагничивания. 2.2.10 Подготовка и производство сварочно-монтажных работ Стыковка трубопроводов методом установки «катушек» После вырезки дефектного участка трубопровода оси соединяемых трубопроводов должны быть выставлены в единую продольную линию на расстоянии не менее половины длины вскрываемого участка. Плоскости торцовых поверхностей стыкуемых трубопроводов должны быть перпендикулярны осям этих трубопроводов и параллельны друг другу. Перемещение участков трубопроводов для достижения их соосности осуществляется трубоукладчиками с применением «мягких» полотенец. Мягкое полотенце должно быть расположено не ближе 2 - 3 м от тампона с целью недопущения его повреждения при подъеме трубы. Подготовка участка трубопровода для врезки производится в следующей последовательности: 1) удаление дефектного участка МН; 2) герметизация торцов ремонтируемого трубопровода; 3) сверление на расстоянии 30 м от тампонов технологических отверстий со всех сторон ремонтируемого участка для отвода избыточного давления газа и контроля за уровнем нефти; 55 4) сверление контрольных отверстий для отбора анализа воздуха перед тампонами и герметизаторами на расстоянии 100 - 150 мм от их торцов; 5) дегазация ремонтного котлована и контроль загазованности воздушной среды; 6) определение соосности стыкуемых участков трубопроводов в соответствии с рисунком 11. При соосности стыкуемых участков трубопровода производятся работы по подгонке «катушки». При несоосности концов трубопровода участки трубопровода дополнительно освобождаются от грунта экскаватором. Длина вскрываемого участка, с учетом величины перемещения и радиуса упругого изгиба трубопровода, приведена в таблице Д.1 приложения Д. Рисунок 11 – Схема замера соосности труб (а) при врезке Подгонка «катушек», запорной арматуры, соединительных деталей производится в следующей последовательности: 1) производится разметка деталей запорной арматуры с переходными кольцами на трубе, длина которой должна соответствовать длине вырезанного участка с учетом припуска на механическую обработку после газовой резки величиной 2 мм. Длина ремонтной детали, запорной арматуры с переходными кольцами готовой к установке, должна быть меньше длины ремонтного участка на 2...3 мм; 2) разметка линии реза производится мелом или тальком с применением мягких шаблонов либо других специальных приспособлений.; 56 3) для определения длины монтируемой «катушки» производится измерение длины заменяемого участка трубопровода в 4-х точках по горизонтальной и вертикальной плоскостям. Разность длин образующих должна составлять не более 3 мм. Не перпендикулярность обработанных торцов детали относительно образующей трубы не должна превышать 2 мм. Центровка «катушки», запорной арматуры, соединительных деталей с трубопроводом производится с применением наружных центраторов. Перед сваркой кромки и концы соединительных деталей и ремонтируемого трубопровода зачищаются до металлического блеска, на ширину не менее 10 мм, с внутренней и наружной стороны. При сборке стыков труб с одинаковой нормативной толщиной стенки должны соблюдаться требования: 1) внутреннее смещение кромок бесшовных труб не должно превышать 2 мм. Допускаются местные внутренние смещения кромок труб, не превышающие 3 мм по длине окружности не более 100 мм; 2) смещение кромок электросварных труб с толщиной стенки 10 мм и более не должно превышать 20 % от нормативной толщины стенки, но не более 3 мм. Для труб с толщиной стенки до 10 мм допускается смещение кромок до 40 % от нормативной толщины стенки, но не более 2 мм. После центровки, регулировки зазора между концами труб и «катушки» выполнить прихватки. Подготовка и проведение сварки Перед началом сварочных работ производится сушка или подогрев торцов труб и прилегающих к ним участков. Сушка торцов труб производится нагревом до температуры 20 ... 50°С при температуре воздуха ниже плюс 5°С, и при наличии следов влаги на кромках. Температура предварительного подогрева концов труб, перед выполнением прихваток и сваркой корневого слоя, устанавливается в зависимости от эквивалента углерода стали С э , толщины стенки трубы, 57 температуры окружающего воздуха и вида электрода в соответствии с таблицей 8. Таблица 8 – температура предварительного подогрева при сварке корневого слоя шва электродами с основным видом покрытия Эквивалент углерода, С, % Температура предварительного подогрева (°С) при толщине стенки трубы, мм До 8,0 8,1-10 10,1-12 12,1-14 14,1-16 16,1-18 18,1-20 Свыше 20 0,37-0,41 * * * * -35 -20 -5 1 0,42-0,46 * * * -15 +5 1 1 1 Примечание: В таблице приняты обозначения: * - подогрев не требуется; -15 - подогрев до 100 °С при температуре окружающего воздуха ниже указанной; 1 - подогрев до 100 ° С независимо от температуры воздуха. Подогрев осуществляется кольцевыми подогревателями, горелками или путем индукционного нагрева. Контроль температуры подогрева проводится контактными термометрами или термокарандашами, не менее чем в трех точках на расстоянии 10 ... 15 мм от торца трубы, на зачищенных от изоляции местах. Прихватки должны располагаться равномерно по периметру. Количество прихваток и их длина зависят от диаметра трубы и должны соответствовать данным. Технологические прихватки следует выполнять не ближе 100 мм от продольных швов трубы. После выполнения прихваток, они должны быть зачищены. Ручную дуговую сварку следует выполнять электродами с основным покрытием. Направление сварки снизу вверх. Каждый слой шва, перед наложением последующего, зачищается от шлака и брызг механическим способом (шлифмашинкой). При сварке начало каждого следующего слоя должно смещаться относительно предыдущего не менее чем на 30 мм. Места окончания сварки смежных слоев шва должны быть смещены относительно друг друга не менее чем на 70...100 мм. Сварка завершается выполнением облицовочного слоя. Облицовочный 58 слой шва должен перекрывать основной металл на 1,5... 2,5 мм с каждой стороны разделки и иметь усиление 1...3 мм. Грубые участки поверхности облицовочного слоя, а также участки с превышением усиления шва, следует обработать шлифовальным кругом. После окончания сварки должно быть выполнено клеймение сварных швов труб клеймом сварщика или бригады сварщика на наружной поверхности трубы на расстоянии 100...150 мм от сварного шва. После окончания сварочных работ производится контроль качества сварных стыков. Сварка труб представлена в приложении Г. 2.2.11 Подготовка нефтепровода к пуску, заполнение нефтепровода После завершения запланированных сварочно-монтажных работ и получения положительных результатов контроля сварных швов, должны выполняться следующие работы: 1) обварка «чопиков», забитых в технологические отверстия; 2) установка эллиптических заглушек на вантузные задвижки; 3) восстановление схемы электроснабжения, подача напряжения на пусковую аппаратуру управления линейных задвижек; 4) установка на вантузы для выпуска газовоздушной смеси патрубков с горизонтальными отводами. После получения положительных результатов контроля сварных швов «чопиков», ответственный руководитель работ сообщает телефонограммой диспетчеру ОАО МН или РНУ об окончании запланированных работ и готовности нефтепровода к возобновлению перекачки. 2.2.12 Вывод нефтепровода на заданный режим. Контроль герметичности отремонтированного участка В процессе пуска нефтепровода следует: 59 1) организовать контроль за прохождением герметизирующего устройства или остатков глиняного тампона по трубопроводу вплоть до приема в камеру приема очистных устройств; 2) организовать пропуск потока нефти в момент подхода остатков глиняной пробки, минуя промежуточные НПС в отдельный резервуар, минуя средства учета, контроля и регулирования перекачки нефти; 3) организовать контроль за технологическими параметрами процесса пуска; 4) провести очистку нефтепровода (участка нефтепровода) пропуском очистных устройств для более полного удаления из нефтепровода остатков глиняных тампонов; 5) организовать выполнение мероприятий по исправлению качества нефти, ухудшающегося из-за пропуска очистного устройства или герметизатора. Во время повышения давления в нефтепроводе необходимо вести наблюдение за герметичностью отремонтированного участка с расстояния не менее 50 м, не допускать движения транспорта и присутствия людей вблизи отремонтированного участка. После вывода нефтепровода на рабочий режим отремонтированный участок нефтепровода в течение не менее 12 ч контролируется на герметичность путем визуального контроля на отсутствие отпотин и утечек. При герметичности отремонтированного участка представитель технадзора дает разрешение на изоляцию и засыпку отремонтированного участка нефтепровода. 60 3 Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов 3.1 Основные сведения о резервуарных парках Неотъемлемой частью системы магистрального нефтепровода являются резервуарные парки, которые служат для обеспечения основного технологического процесса – надежной и бесперебойной перекачки нефти по нефтепроводу. Резервуарным паркомназывается комплекс взаимосвязанных резервуаров для выполнения технологических операций приема, хранения и перекачки нефти. Резервуарные парки необходимы для приема нефти от добывающих предприятий, учета нефти, обеспечения заданных свойств нефти, включая компаундирование, компенсации неравномерности приема-отпуска нефти. В соответствии с этими задачами резервуарными парками оборудуют ГНПС станции, некоторые из промежуточных станций, а также нефтебазы в конце нефтепровода. Наибольшее распространение в системе магистральных нефтепроводов получили стальные резервуары. Для сокращения потерь от испарения их оборудуют дыхательной арматурой (рабочими и предохранительными клапанами), системой газовой обвязки, понтонами или используют специальные конструкции с понтоном или плавающей крышей. По конструктивным особенностям вертикальные цилиндрические резервуары делят на следующие типы: 1) резервуар со стационарной крышей без понтона (РВС); 2) резервуар со стационарной крышей с понтоном (РВСП); 3) резервуар с плавающей крышей (РВСПК). Схемы резервуаров представлены на рисунке 12. 61 Рисунок 12 – Типы резервуаров 1 — стенка; 2 — днище; 3 — стационарная крыша; 4 — дыхательный клапан; 5 — понтон; 6 — уплотняющий затвор; 7 — вентиляционный проем; 8 — ветровое кольцо; 9 — плавающая крыша; 10 — уплотняющий затвор с погодозащитным козырьком; 11 — катучая лестница Геометрические параметры резервуара назначаются заказчиком в задании на проектирование. Эти параметры рекомендуется принимать в соответствии с таблицей 9. Таблица 9 - Рекомендуемые геометрические параметры резервуаров Номинальный объем V, м Тип резервуара РВС, РВСП РВСПК Внутренний диаметр стенки D*, м Высота стенки H*, м Внутренний диаметр стенки D*, м Высота стенки H*, м 100 4,73 5,96 6,0 – – 200 6,63 – – 300 7,58 7,45 7,5 400 8,53 700 10,43 8,94 9,0 1000 11,92 12,0 12,33 8,94 9,0 2000 15,18 15,18 11,92 12,0 3000 18,98 18,98 5000 22,80 22,80 20,92 14,90 15,0 62 Окончание таблицы 9 10000 28,50 17,88 18,0 28,50 17,88 18,0 34,20 11,92 12,0 34,20 11,92 12,0 20000 39,90 18,0 39,90 18,0 47,40 (45,6) 12,0 30000 45,60 18,0 45,60 40000 56,90 56,90 50000 60,70 60,70 100000-120000 95,40 95,40 * Уточняется в зависимости от ширины и длины листов стенки и метода изготовления (рулонного или полистового). Выбор типа резервуара проводят на основании таблицы 10 в зависимости от свойств хранимого продукта — температуры вспышки и давления насыщенных паров при температуре хранения, указанной в техническом задании. Таблица 10 - Типы резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов Свойства продукта РВСПК РВСП РВС с ГО и УЛФ РВС без ГО и УЛФ Температура вспышки 55°С + + + – Температура вспышки >55°С – – – + Давление насыщенных паров 26,6 кПа + + + – Давление насыщенных паров <26,6 кПа – – – + 3.1 Монтаж резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов Процесс монтажа резервуаров для нефтепродуктов подразумевает 3 этапа монтажных работ: 1. Подготовительный этап. 2. Монтаж резервуара для нефтепродуктов, тактику которого определяет тип, габариты устройства и особенности проектного решения. 3. Проведение испытаний. 3.1.1 Подготовительный этап Подготовка к монтажным работам также делится на этапы. Перед непосредственным строительством фундамента производится расчистка местности в следующем порядке: 63 1) деревья, диаметр ствола которых превышает отметку в 200 мм, спиливаются при помощи профессиональной техники; 2) оставшиеся пни выкорчевываются корчевателями; 3) поверхность будущей установки резервуара для хранения нефтепродуктов размечается, согласно плану устройства основания (разбивка осей), с использованием геодезического инструмента. Сам фундамент должен выполняться не только с расчетом веса оборудования, но и перспективой осадки, которая, учитывая внушительные габариты системы, неизбежна. Степень (скорость) и равномерность просадки прямо зависит от качества «подошвы» и несущей способности почвы. В случае со слабыми грунтами проводится их укрепление с помощью специальных составов на основе битумов, жидкого стекла, смол или технологии термической обработки (обжиг через скважины). Если укрепить почву не представляется возможным, ее заменяют, трамбуют и обрабатывают для снижения риска будущего замачивания. Особенности строительства фундамента под резервуар заключаются в следующем: 1) Основание под наземный стальной резервуар для нефтепродуктов обычно выполняется из железобетонных изделий или металла. Его верхняя часть должна соответствовать форме устанавливаемой емкости. 2) Подземные устройства ставят непосредственно на подготовленный грунт. Перед монтажом резервуара для нефтепродуктов в место будущей установки резервуар гидроизолируется (песчаная «подушка» или специальная изоляция при помощи подсыпок). Если почва обводнена, подземный резервуар для нефтепродуктов ставят на подготовленный фундамент. Последний должен иметь закладные для фиксации емкости подземного размещения. 3) Установка резервуара вертикального стального осуществляется непосредственно на площадке (строительства). Способ монтажа резервуара для нефтепродуктов и нефти такого типа подбирается в зависимости от их конструкции (исполнения крыши – стационарной, с понтоном, плавающей). |