УМКД ГНП. УМКД, НПС, МиО ГНП , Kovalenko_2005_1. Учебнометодический комплекс для студентов специальности 170 05 01 Проектирование, сооружение и эксплуатация
 Скачать 6.46 Mb.
|
|
2.7. Сигнализаторы прохождения очистного устройства Для сигнализации прохождения очистного устройства по трубопроводу разработана серия механических сигнализаторов типа СКР. Механические сигнализаторы разработаны в следующих модификациях Шифр модели Наличие удлинителя Наличие дистанционной сигнализации Наличие сумматора СКР 2 – – – СКР 3 + – – СКР 4 – + – СКР 5 + + – СКР 6-0 – – + СКР 6-1 + – + СКР 6-2 – + + СКР 6-3 + + + Разовой конструкцией всех приборов служит местный сигнализатор СКР-2 (рис. 5.11). Принцип действия сигнализаторов СКР основывается на механическом воздействии движущегося очистного устройства на рычаг, выступающий вовнутрь трубопровода. Благодаря движению рычага поворачивается показывающий колпачок относительно стрелки. В модели сигнализатора с удлинителем корпус удлинен, благодаря чему показывающую часть или сигнализирующее устройство прибора можно вынести на поверхность земли приза- глубленном трубопроводе. Наличие сумматора обеспечивает отсчет количества проходящих по трубопроводу очистных устройств. Рис. 5.11. Сигнализатор прохождения скребка СКР-2 1 – корпус 2 – механизм поворота 3 – 4 – шестерни конические 5 – рычаг механизма поворота 6 – кожух 7 – стрелки. 209 3. Материалы, использованные в процессе обучения и контроля 3.1. Материалы к лекциям План лекций Лекция 1 1. Оценка состояния внутренней полости магистрального нефтепровода. Виды отложений. 3. Способы и средства удаления отложений из магистрального трубопровода. Периодичность очистки магистрального нефтепровода. 5. Производство работ по очистке нефтепровода. подготовка нефтепровода к проведению очистки организация очистки запуск очистного устройства пропуск очистного устройства мимо промежуточных насосных станций прием очистного устройства контроль движения очистного устройства регистрация и оценка результатов очистки. Лекция 2 1. Очистные устройства шаровые резиновые разделители РШ; очистные поршни разделители ОПР-М; разделители манжетные РМ-ПС; разделители с полиэтиленовыми манжетами скребки ГРВС; скребки ЩС; скребки ЩПС; скребки СМР; схемы пуска, приема и пропуска очистного устройства. 2. Сигнализаторы прохождения очистного устройства. 3.2. Задания для практических занятий Оценка состояния полости нефтепровода Оценка состояния полости действующего нефтепровода производится с целью определения фактической пропускной способности, наличия ее снижения и для принятия решения о необходимости проведения очистки трубопровода. Состояние полости трубопровода рекомендуется оценивать путем проведения контрольной очистки, в результате которой пропускная способность нефтепровода должна быть полностью восстановлена. Контрольная очистка проводится в следующих случаях − перед введением в практику эксплуатации трубопровода регулярной очистки, которая может быть совмещена с предварительной очисткой если очистка ранее не проводилась − при изменении основных технологических параметров нефтепровода (рабочих давлений, свойств перекачиваемой жидкости и т. п. При этом контрольную очистку рекомендуется проводить в период с относительно постоянной температурой окружающего воздуха и грунта на глубине заложения нефтепровода, например, август, сентябрь или январь, февраль. Контрольная очистка проводится последовательно по участкам между камерами пуска и приема скребка, начиная с головной НПС. За один прием без перерыва очищается весь эксплуатационный участок. При контрольной очистке применяются наиболее эффективные щеточные скребки с компенсацией износа и обеспечивающие практически полный вынос всех отложений из трубопровода. При этом организуется особо тщательный контроль и регистрация технологических параметров перекачки в течение трех суток до пропуска и трех суток после пропуска очистных устройств. При этом режимы работы нефтепровода по возможности поддерживаются неизменными, перемычки между параллельными нефтепроводами закрываются, а сбросы и подкачки – прекращаются. Если режим работы значительно изменялся (имелись сбросы-подкачки), то контрольный период после пропуска очистных устройств увеличивается до пяти суток. Фактическая производительность перекачки определяется по показаниям счетчиков коммерческих или оперативных узлов учета через каждые два часа. Давления измеряются каждые два часа с помощью образцовых манометров класса точности не ниже 0,6, установленных вначале ив конце линейных участков между НПС. Температура измеряется с равными интервалами времени не реже трех разв сутки с помощью датчиков, врезанных в нефтепровод. Для определения вязкости и плотности нефти организуется отбор проб товарной нефти, отобранных непосредственно из нефтепровода. Периодичность очистки рекомендуется определять по формуле 0 0,03 ц Q а τ = ⋅ , (5.15) где 1 1 1 2 2 а ⋅ = ⎛ ⎞ τ − τ ⎜ ⎟ ⎝ ⎠ ∑ ∑ ∑ ∑ ∑ ; (5.16) Q 0 – пропускная способность в момент времени τ = 0, м 3 /ч, или теоретическая пропускная способность а – интенсивность снижения пропускной способности за единицу времени, м 3 /ч 2 2 1 1 1 0 2 2 1 1 N N N N i ni i i ni i i i i N N i i i i Q Q Q N = = = = = = τ − τ τ ⋅ = ⎛ ⎞ τ − τ ⎜ ⎟ ⎝ ⎠ ∑ ∑ ∑ ∑ ∑ ∑ , (5.17) где N – количество выбранных промежутков времени (выборки. Процесс очистки производят, если 0 / 0,03 n Q Q ≥ ; (5.18) 0 n Q Q a = − τ. (5.19) Если 0 / 0,01 n Q Q > , то процесс очистки повторяется либо рекомендуется сменить очистное устройство. Q n – пропускная способность на момент времени τ после контрольной очистки, м 3 /ч. Как правило, пропускную способность трубопровода оценивают по участкам между НПС 0,143 0,571 р p nj б Н h z Q Q H h z − − ∆ ⎛ ⎞ ⎛ ⎞ ν = ⋅ ⎜ ⎟ ⎜ ⎟ ν − − ∆ ⎝ ⎠ ⎝ ⎠ , (5.20) где nj Q – пропускная способность участкам ч Q – фактическая средняя производительность перекачки за выбранный промежуток времени, м 3 /ч; ν – средняя вязкость, определенная по результатам анализов всех проб, отобранных в течение суток, приведенная к средней расчетной температуре нефти на участке, мс б – базовая вязкость нефти, мс нр p Р Н g = ρ – допустимый максимальный рабочий напор вначале участкам P нр – допустимое максимальное рабочее давление вначале участка, Па 212 g – ускорение силы тяжести, мс ρ – плотность нефти при средней расчетной температуре нефти на участке (усредненное по всем пробам за сутки, кг/м 3 ; кр p Р h g = ρ – допустимый минимальный напор в конце участкам Р кр – допустимое минимальное рабочее давление в конце участка, Па Н g = = ρ ∑ – фактический средний напор вначале участка за выбранный промежуток времени, м п – фактическое давление вначале участка в м замере, Па 1 N ki i P h N g = = ρ ∑ – фактический средний напор в конце участка за выбранный промежуток времени, м Р кi – фактическое давление в конце участка в м замере, Па ∆ z – разность геодезических отметок конца и начала участкам число замеров. Средняя расчетная температура нефти на участке в общем виде определяется по формуле Шухова, однако для практических целей можно использовать формулу 1 2 3 3 ср н к t t t = + (5.21) где ник среднесуточная температура нефти в потоке вначале икон- це участка. В качестве базовой вязкости нефти может быть принято среднеарифметическое значение вязкости при средней расчетной температуре нефти на участке, найденное по всем пробам, отобранным в период контрольной очистки. 4. Тесты и задания для контроля за результатами обучения На оценку удовлетворительно 1. Какие мероприятия входят в состав работ по организации и проведению очистки внутренней полости магистрального нефтепровода 2. Какие виды отложений могут быть по внутренней полости магистрального нефтепровода 3. Устройство скребка ГРВС. 4. Устройство сигнализатора прохождения СКР-2. На оценку хорошо 1. Записать формулу для определения эквивалентного диаметра для однониточного участка нефтепровода. 2. Способы и средства удаления отложений из магистрального трубопровода. Организация очистки внутренней полости магистрального нефтепровода. Контроль движения очистного устройства. 5. Устройство скребка ЩС. 6. Устройство сигнализатора прохождения скребка СКР-4. На оценку отлично 1. С какой целью и каким образом производится оценка состояния полости магистрального трубопровода Модуль 6 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ И УСТРОЙСТВ Введение К технологическим трубопроводами устройствам относятся находящиеся в пределах объекта трубопроводы, по которым транспортируют различные вещества, в том числе сырье, полуфабрикаты, промежуточные и конечные продукты, отходы производства, необходимые для ведения технологического процесса или эксплуатации оборудования. Условия изготовления и монтажа технологических трубопроводов определяются разветвленной сетью большой протяженности и различием конфигурации обвязки технологического оборудования разнообразием применяемых материалов, типов труб, их диаметров и толщины стенок характером и степенью агрессивности транспортируемых веществ и окружающей среды различием способов прокладки (в траншеях, без траншей, каналах, тоннелях, настойках, двух- и многоярусных эстакадах, на технологическом оборудовании, а также на разных высотах и часто в условиях, неудобных для производства работ количеством разъемных и неразъемных соединений, деталей трубопроводов, арматуры, компенсаторов, кон- трольно-измерительных приборов и опорных конструкций. Для изучения материала использовать основную (1, 3, 5) и дополнительную) литературу. 1. Схема изучения материала Тема занятия Тип занятия Вид (форма) занятия Количество часов 1. Технологические трубопроводы. Контроль работоспособности технологических устройств. Нормативы технического обслуживания. Установки пожаротушения. Емкости вспомогательных систем Изучение нового материала Лекция 2 2. Способы регулирования режима работы нагнетателей. Дросселирование. Углубление и систематизация учебного материала Лабораторное занятие 2 3. Подбор нефтеловушки. Расчет системы маслоохлаждения насосного цеха. Углубление и систематизация учебного материала Практическое занятие 1 4. Техническое обслуживание и ремонт технологических трубопроводов Предварительный контроль Практическое занятие 1 5. Подбор основного оборудования насосных станций. Зачет Курсовой проект 2 215 2. Основы научно-теоретических знаний по модулю Техническое обслуживание и ремонт технологических трубопроводов и устройств 2.1. Технологические трубопроводы Технологические трубопроводы предназначены для внутриплоща- дочных операций с поступающей, хранящейся и откачиваемой нефтью. В состав технологических трубопроводов входят внутриплощадочные нефтепроводы, соединительные детали трубопроводов, запорная, регулирующая и предохранительная арматура, узлы учета и контроля, фильтры- грязеуловители и другие устройства. В период эксплуатации обслуживающий персонал осуществляет постоянное наблюдение за состоянием наружной поверхности участков трубопроводов, проложенных открытым способом, фланцевых соединений включая крепеж, арматуры, отводов, тройников и других деталей, антикоррозионной защиты и изоляции, сварных швов дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций и т. д. Наружный осмотр трубопроводов, проложенных открытым способом, проводится без снятия изоляции, за исключением тех случаев, когда состояние стенок или сварных швов указывает на наличие дефекта. Результаты осмотров фиксируются в вахтенном журнале не реже одного раза в месяц. Трубопроводы, подверженные вибрации, а также опоры и эстакады для этих трубопроводов подлежат обследованию не реже одного раза в шесть месяцев. Проверяют состояние опор, креплений, уровень вибрации. Значение максимально допустимой амплитуды вибрации (виброперемеще- ние) технологических трубопроводов составляет 0,2 мм при частоте небо- лее 40 Гц. Два раза в год при подготовке оборудования НПС к эксплуатации в осенне-зимний и весенне-летний периоды необходимо осуществлять осмотри техническое обслуживание технологических трубопроводов и устройств. При этом контролируется состояние изоляции и, при необходимости, осуществляется мелкий ее ремонт. Проверяется исправность опор, креплений герметичность мест соединений наличие ограждений и необходимых табличек и надписей состояние колодцев, хлопушек. Контролируется просадка фундаментов под опоры и устройства, величина просадки или сдвига грунта под трубопроводами, арматурой, емкостями и другими устройствами. Осуществляется визуальный осмотр мест прокладки подземных трубопроводов и расположения устройства для обнаружения всевозможных утечек нефти, масел, топлива, воды. По результатам осмотров и технического обслуживания корректируются планы или осуществляются неотложные ремонтные работы. Периодически, ноне реже одного раза в четыре года, проводится ревизия технологических трубопроводов и оборудования. При ревизии выполняются работы, предусмотренные техническим обслуживанием, а также осуществляется проверка эффективности электрохимической защиты, герметичности вводов трубопроводов в помещения, выборочно контролируются толщины стенок трубопроводов и патрубков оборудования, в том числе подземных, путем частичного вскрытия небольших участков трубопроводов. При обнаружении просадки грунта, смещения трубопроводов и оборудования относительно начального положения контролируется величина напряженно-деформированного состояния материала патрубков насосов, арматуры и другого оборудования. По результатам выполненных работ уточняются границы дефектных участков трубопроводов и анализируются фактические нагрузки на патрубки. При необходимости выполняют дополнительные замеры с применением других методов неразрушающего контроля магнитопорошкового, ультразвукового, акустико-эмиссионного. По результатам ревизии составляется акт, утверждаемый главным инженером НУ (ЛПДС) и содержащий перечень работ по устранению замеченных дефектов. Полное техническое обследование технологических трубопроводов с целью определения возможности, условий и срока их дальнейшей эксплуатации осуществляется через 20 лет после ввода в эксплуатацию НПС. Срок каждого последующего обследования определяется по результатам предыдущего, ноне реже чем через каждые восемь лет. Обследование технического состояния технологических трубопроводов осуществляются также в случае, если трубопроводы были нагружены давлением, величина которого превышала допустимое значение, и если технологическое состояние трубопроводов не обеспечивает требуемых показателей надежности и безопасности при эксплуатации. Для оценки надежности проводятся гидравлические испытания технологических трубопроводов. Трубопроводы и оборудование испытывается давлением на прочность и плотность материала и сварных швов. Давление и режим испытаний устанавливаются в зависимости от срока и параметров эксплуатации трубопровода согласно документам, регламентирующим проведение испытаний на действующем трубопроводе. 2.2. Контроль работоспособности технологических устройств Контроль работоспособности состояния технологических устройств осуществляется дежурным персоналом и специалистами при обходе территории и объектов НПС. Контроль работоспособности оборудования и надежности срабатывания автоматических регуляторов осуществляется оператором по показаниям контрольно-измерительных приборов. Если значения контролируемых параметров работы технологических устройств изменяются в допустимых пределах, то техническое обслуживание и ремонт указанных устройств выполняются с периодичностью ив объеме, которые представлены в табл. 6.2. При обнаружении неисправностей оборудование должно быть выведено в ремонт согласно технической документации. 2.3. Блок регуляторов давления Типовой объем работ по техническому обслуживанию При техническом обслуживании осуществляется − внешний осмотр блока регуляторов давления − контроль за отсутствием утечек − контроль за наличием смазки − проверка и подтяжка контактных соединений − проверка фукционирования системы обогрева блока − контроль точности и синхронности срабатывания заслонок с аппаратурой, задающей режим ее работы. Типовой объем работ при текущем ремонте При текущем ремонте проводятся операции − технологическое обслуживание − проверка состояния и очистка поверхности подводящих трубопроводов, задвижек − разборка, осмотри очистка поверхности регулирующих заслонок − осмотр воздухосборников и очистка их от загрязнений и коррозии − замена сальниковой набивки на каждой стороне вала 218 − покрытие оголенных поверхностей антикоррозионным лаком и окраска − ремонт и замена, при необходимости, регулирующих заслонок, подшипников, пневмолиний, ограждающих устройств − чистка и ремонт шкафа управления − чистка фильтрующих элементов, − виброобследование вентиляторов. Типовой объем работ при капитальном ремонте В объем капитального ремонта входят работы текущего ремонта, а также − опорожнение трубопровода от нефти − вскрытие регулирующих заслонок − дефектация всех узлов и деталей и замена изношенных элементов − очистка прилегающей к заслонке внутренней полости труб от отложений парафина и грязи − ремонт и окраска, при необходимости, площадок обслуживания, приточных и вытяжных вентиляторов, воздуховодов − ревизия технического состояния и проверка работоспособности привода заслонок. |