Технологическая схема ремонта магистральных нефтепроводов

Каталог типовых технологических схем ремонта подводных переходов магистральных нефтепроводов

Купить бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Цена на этот документ пока неизвестна. Нажмите кнопку «Купить» и сделайте заказ, и мы пришлем вам цену.

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО «ЦНТИ Нормоконтроль»

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

• Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
• Курьерская доставка (7 дней)
• Самовывоз из московского офиса
• Почта РФ

Каталог может быть использован при составлении проекта производства ремонтных работ подводных переходов магистральных нефтепроводов специализированными ремонтными управлениями. В Каталоге приведены технологические схемы ремонта, составленные на основании изучения и обобщения отечественного опыта производства ремонтных работ ППМН, и характеристики используемых специальных технических средств.

Оглавление

1. Общие положения

2. Технологическая схема ремонта с использованием конструкции “труба в трубе”

3. Технологическая схема ремонта с подъемом участка трубопровода над поверхностью воды и заменой дефектного участка

4. Технологическая схема ремонта заменой дефектного участка нефтепровода с применением полукессонов и кессонов

5. Технологическая схема ремонта оголенных и провисших участков сооружением донных порогов

6. Технологическая схема ремонта оголенных и провисших участков сооружением затопленных полузапруд

7. Технологическая схема ремонта оголенных и провисших участков сооружением сквозных шпор

8. Технологическая схема ремонта оголенных и провисших участков укладкой мешков с песчано-цементной смесью

9 Технологическая схема ремонта оголенных и провисших участков отсыпкой песчано-гравийной смеси с барж

10. Технологическая схема ремонта оголенных и провисших участков дополнительным заглублением

11. Технологическая схема ремонта берегоукреплений

12. Технологическая схема ремонта с применением полукессонов и кессонов без замены дефектного участка нефтепровода

13. Технологическая схема ремонта с применением полимерных клеевых композиций

14. Технологическая схема ремонта с применением “мокрой” сварки без замены дефектного участка

15. Технологическая схема ремонта с применением разъемных зажимов и муфт без замены дефектного участка

16. Охрана труда при производстве ремонтных работ

17. Пожарная безопасность при ремонтных работах

18. Охрана окружающей среды при ремонте подводных переходов нефтепроводов

Приложение. Специальное оборудование, применяемое при ремонте подводных трубопроводов

Список использованных источников

Дата введения	01.01.1985
Добавлен в базу	01.09.2013
Завершение срока действия	01.03.2002
Актуализация	01.02.2020

Этот документ находится в:

• Раздел Экология
  • Раздел 75 ДОБЫЧА И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ, ГАЗА И СМЕЖНЫЕ ПРОИЗВОДСТВА
    • Раздел 75.200 Оборудование для переработки нефти, нефтяных продуктов и природного газа
      • Раздел 75.200.13 Трубопроводы и их компоненты

• Раздел Строительство
  • Раздел Нормативные документы
    • Раздел Отраслевые и ведомственные нормативно-методические документы
      • Раздел Проектирование и строительство объектов нефтяной и газовой промышленности

Организации:

01.01.1985	Утвержден	Министерство нефтяной промышленности СССР
Разработан	ВНИИСПТнефть

Чтобы бесплатно скачать этот документ в формате PDF, поддержите наш сайт и нажмите кнопку:

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВНИИСПТнефть

КАТАЛОГ ТИПОВЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ РЕМОНТА ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОШШЛЕННОСТИ

ЗСЕСОШНЫй НАУЧНО-ИССЩОВАТЕЛЬСШ ИНСТИТУТ ПО СБОРУ, ПОДГОТОВКЕ И ТРАНСПОРТУ НЖШ И НЕФТЕПРОДУКТОВ (ВНИИСПТнефть)

КАТАЛОГ ТИПОВЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ РЕМОНТА ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

16. Смонтировать в передней части протаскиваемого трубопровода оголовок с отверстиями

17. Произвести расстановку машин и механизмов согласно технологической схеме <рис. 2)

лебедка для протаскивания ; кран-трубоукладчик

18. Прикрепить основной (тяговый) трое к оголовку протаскиваемого трубопровода

19. Протащить первую плеть протаскиваемого трубопровода

20. Приварить к первой вторую плеть протаскиваемого трубопровода с контролем стыка; повторить процесс протаскивания

Продолжение табл* I

ционной машины 6р. ; пом.машиниста

изоляционной машины 5р. ; изолировщик 4р.

эл.сварщик 5р. ; подручный 2р.

машинист трубоукладчика ор.

эл.сварщик 6р* ; группа УПЛ

Схема расстановки машин и механизмов при ремонте ППМН методом «труба в трубе»

21 о Отрезать оголовок на про

таскиваемом трубопроводе я раструб на кожухе

22 * Провести гидравлическое

испытание проложенного трубопровода (предварительно заглушив концы)

оборудование для резки

наполнительный и опрессовоч-ный агрегаты ? пружинные манометры

23* Вытеснить воду из межтруб- насосная ного пространства закач- установка кой неагрессивной жидкости

Продолжение табл* I

машинист наполнительного агрегата | машинист опрес* совочного агрегата ;

машинист насос- I ной установки

24* Заглушить межтрубное пространство сальниковыми уплотнениями

сальниковые уплотнения для конструкций «труба в трубе 7 ‘

25* Соединить вновь проложенный трубопровод с магистральным

26* Открыть задвижки и заполнить трубопровод нефтью

зл.сварщик 6р* ; X подручные 2р* 2

линейный трубе- I проводчик по распоряжению диспетчера

Продолжение табл* I

__I__» г_! 3__> 4__! 5 1 6

27* Засыпать вскрытые участки гидромонитор; гидромониторщик ; I

подводного перехода нефте- бульдозер машинист буль- I

провода дозера 5р_в

Примечание, После окончания ремонтных работ на кожухе монтируются датчики давления в межтрубном пространстве для регистрации и контроля технического состояния обоих трубопроводов (в случае повышения давления — нарушена герметизация рабочего нефтепровода; в случае снижения давления — неисправен кожух).

Определение диаметра тягового троса в зависимости от разрывного усилия

Диаметр троса, ш

Продолжение табл. 2

I_* 2 ! 3 14*516__J.____7___

,5 946,94 8495,0 I2I0000 1280000 1305000 I4I5000

,5 1076 g 91 9660,0 1375000 1405000 1450000

,5 1361,94 12250,0 1740000 1780000 1835000

Примечание, рассчитывается по формуле:

ff * * ТУ

где Tp — расчетное тяговое усилие, определяется по графику (рис. 3) /26/ ; п — коэффициент перегрузки (п = 2-1,3) f m — коэффициент условия работы (/п — 1,1) ;

а: — коэффициент однородности для троса (для нового £ =* I, для имеющего

t — коэффициент тросового соединения.

График определения величины тягового усилия в зависимости от веса

ТяСобое усилие нет /ее ем.

Вес /ем. tnptfSmpe* беда

Докер протаскивается: I — по суше < 0,6); 2

3 — по спусковой дорожке ( ^ а 0,45);

4 — по роликоопорам

Примечание, ц.д, — цена деления; 4 — коэффициент трения

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА РЕМОНТА С ПОДЪЕМОМ УЧАСТКА ТРУБОПРОВОДА НАД ПОВЕРХНОСТЬЮ ВОДЬ* И ЗАМЕНОЙ ДЕФЕКТНОГО УЧАСТКА

Область и условия применения

Схема ремонта с подъемом участка трубопровода над поверхностью воды может быть использовала при плановом и неплановом ремонтах подводных переходов нефтепроводов с дефектами большой протяженности, Использование данной схемы позволяет достичь более качественного ведения работ в сравнении с подводными видами ремонта*

Ремонт Ш1МН с подъемом трубопровода над поверхностью воды может проводиться с помощью плавсредств (рис. 4)* а в зимний период — со льда (рис. 5).

Технологическая карта ремонта приведена в табл. 3.

птiптгп!7’> гптгтг)mnп i п ит п птут>/птrr?t /n/fWrrrrrrn

Схема расположения технических средств при ремонте подводного трубопровода с подъемок на поверхность воды

I — трубопровод; Z — буй; 3 — понтон; 4 — плавучие опоры с оттяжками;

5 — плавучий кран; 6 — ремонтная (плавучая) камера; *7 — плавучие площадки* Б — буксирный катер; 9 — водолазный бот; Ю — земснаряд

Схема расстановки оборудования при ремонте со льда с подъемом трубопровода на поверхность

I — подледный якорь; 2 — участок поднимаемого трубопровода; 3 — майна; 4 — подъемный трос; 5 — лебедки-оттяжки; 6 — оттяжки; 7 — опора с блоком; 8 — подъемные лебедки

«Каталог типовых технологических схем ремонта подводных переходов магистральных нефтепроводов (ППМНГ разработан сотрудниками отдела Ъ 3 института ШйИСЛТнефть.

При разработке Каталога использованы действующие отраслевые нормативно-технические документы по ремонту, контролю за строительством, приемке и зксплуатации подводных переходов магистральных нефтепроводов, строительные нормы и правила, научно-техническая литература. Ответственные исполнители: канд, техн, наук Р.Х,Идрисов, инженер С.В.Зуева,

Технологическая карта ремонта ШШЙ с подъемом участка трубопровода над поверхностью воды

) Оборудование i 1 и ПОИСПОСОб- |

кол-во чание |раб. j

I, Ремонт е подъемом участка трубопровода над поверхностью воды с помощью плавсредств

IЛ. Отключить поврежденную нитку подводного перехода перекрытием задвижек по распоряжению диспетчера

1,2, Определить место утечки нефтепродукта и характер

утечки ? водолазный бот

речные рабочие 2р.

1.3. Разработать грунт в ме

станция i гидромонитор-щик 4р.

Х.4« Временно устранить утеч

водолазный бот $ хомут или муф-

ку накладкой хомута или

водолазны^ ин- та

струмент; грузоподъемное устройство

машинист грузоподъемного устройства ; речные рабочие 2р.

I. ОБЩЕ ПОЛОЖЕНИЯ

IЛ. Настоящий документ предназначен для организаций и предприятий Главтранснефти, осуществляющих эксплуатацию и ремонт подводных переходов магистральных нефтепроводов <ППМЮ.

1.2. Каталог может быть использован цри составлении проекта производства ремонтных работ подводных переходов магистральных нефтепроводов специализированными ремонтными управлениями.

1.3. В Каталоге приведены технологические схемы ремонта, составленные на основании изучения и обобщения отечественного опыта цроизводетва ремонтных работ ШМ1, и характеристики используемых специальных технических средств.

1.4. В Каталог не включены технические характеристики общестроительных машин и механизмов, используемых в процессе ремонтных работ.

1.5. настоящий Каталог определяет;

область и условия применения данной технологической схемы ремонта t

перечень основных технологических операций ;

перечень оборудования, приспособлений и материалов, применяемых в процессе ремонтных работ ;

состав бригад, выполняющих ремонт ШШ.

1.6. Выбор конкретной схемы ремонта определяется следующими основными факторами: состоянием ШШ на момент ремонта, стоимостью ремонтных работ, временем устранения повреждений или ликвидации аварий и ее последствий, наличием необходимого ремонтного оборудования, гидрогеологическими особенностями пересекаемого водоема, метеорологическими условиями к др.

1.7. В настоящем Каталоге не приводится технологическая схема ремонта прокладкой новой нитки трубопровода взамен старой, так как практическая реализация данной схемы осуществляется приемами, что и строительство нового подводного трубопровода*

1.8. В Каталоге приведен минимальный количественный состав рабочих, точный состав бригады зависит от конкретных условий ведения ремонтных работ (диаметра трубопровода, требуемой производительности труда, сроков ремонта и т.д.К

1.9* Работы по ремонту подводных переходов нефтепроводов должны осуществляться под наблюдением инженерно-технического работника.

2, ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА РЕМОНТА ПГШН С МСПОЛЬЗОВАШЕМ КОНСТРУКЦИИ

Область и условия применения

Схема ремонта ПЛМН с использованием конструкции «труба в трубе” монет быть использована для капитального и аварийного ремонтов подводных нефтепроводов, уложенных по радиусу упругого изгиба в соответствии со СНиП Щ-42-80 при отсутствии кривых вставок, элдипсности сечения* вмятин, гофр.

Конструктивное исполнение подводного перехода типа «труба в трубе” показано на рис. I.

Конструкция состоит из кожуха, которым служит отремонтированный дефектный трубопровод, и рабочего трубопровода меньшего диаметра. Пространство между ними заполняется неагрессивной жидкостью (например, водой с ингибитором коррозии).

Технологическая карта ремонта приведена в табл. I.

Схема ремонта подводного трубопровода методом «труба в трубе»

основной магистральный трубопровод; Z

3 — раструб; 4 — протаскиваемый трубопровод (меньшего диаметра);

5 * оголовок; 6 — тяговый трос; 7 — муфта на дефектном трубопроводе

Технологично кая карта ремонта ШШН с использованием конструкции «труба в трубе»

Источник

Разработка технологии ремонта магистральных нефтепроводов

Анализ дефектов магистральных нефтепроводов. Разработка технологии ремонта линейной части магистральных нефтепроводов без остановки перекачки. Расчет параметров процесса сварки. Меры по обеспечению безопасности и комфортности технологического процесса.

Рубрика	Производство и технологии
Вид	дипломная работа
Язык	русский
Дата добавления	03.11.2012
Размер файла	2,9 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ

НД — Нормативный документ

МН — Магистральный нефтепровод

ДПР — Дефект, подлежащий ремонту

ПОР — Дефект первоочередного ремонта

КС — Компрессорная станция

НРС — Нефтераспределительные станции

РД — Руководящий документ

ВКЗ — Вынужденные короткие замыкания

DWTT — Испытания падающим грузом

СИЗ — Средства индивидуальной защиты

Магистральный трубопроводный транспорт является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. В стране создана разветвленная сеть магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов, которые проходят по территории большинства субъектов Российской Федерации. Системы трубопроводного транспорта являются эффективным инструментом реализации государственной политики, позволяющим государству регулировать поставки нефтепродуктов на внутренний и внешний рынки.

Транспортировка нефти по магистральным нефтепроводам вызывает необходимость в обеспечении надежной работы трубопроводных систем.

Отказы на магистральных трубопроводах наносят не только большой экономический ущерб из-за потерь продукта и нарушения непрерывного процесса производства в смежных отраслях, но могут сопровождаться загрязнением окружающей среды, возникновением пожаров и даже человеческими жертвами.

Анализ технического состояния основных производственных мощностей показал, что фактически сроки эксплуатации оборудования нефтеперекачивающих систем достигают 25-30 лет. В настоящее время действующие объемы имеют следующий возрастной состав:

* 38 % нефтепроводов эксплуатируется свыше ё30 лет;

* 37 % нефтепроводов находится в эксплуатации от 20 до 30 лет;

* 25 % нефтепроводов находится в эксплуатации менее 20 лет;

* 31 % резервуарных парков находится в эксплуатации свыше 30 лет;

* 24 % резервуарных парков находится в эксплуатации от 10 до 20 лет;

* 7 % резервуарных парков находится в эксплуатации до 10 лет.

В последние годы, как показывают статистические данные, на трубопроводах наблюдается тенденция роста количества аварий. Отказы происходят в основном из-за коррозионного износа и старения трубопроводов, несовершенства проектных решений, заводского брака труб, брака строительно-монтажных работ, по вине эксплуатационного персонала и по другим причинам. Имеющиеся на стенках трубопроводов различные дефекты, групповые или сплошные коррозионные язвы снижают несущую способность трубопроводов и могут привести к отказам. Аварии на трубопроводах, связанные с разрывом стенок труб, происходят относительно редко, однако, даже незначительный разрыв стенок трубопровода может нанести огромный ущерб, связанный с загрязнением окружающей среды, возможными взрывами и пожарами, человеческими жертвами, нарушением снабжения потребителя нефтью. Сохранение работоспособности линейной части трубопроводов является одной из важнейших проблем трубопроводного транспорта. В этом плане большое значение имеет своевременное и качественное проведение профилактических мероприятий, направленных на сохранение, восстановление и повышение несущей способности линейной части трубопроводов.

В настоящее время для обеспечения надежной работы трубопроводов, имеющих участки с уменьшенной несущей способностью, применяют ряд методов: перекачку продукта производят при давлении ниже проектного; на отдельных участках или по всей длине трубопровода прокладывают лупинги; производят ремонт стенок трубопроводов путем заварки коррозионных язв; установкой приварных или композитных ремонтных конструкций (муфт, патрубков) на трубопроводы. Если коррозионный износ превышает предельную величину, то участки трубопроводов, трубы и детали трубопроводов вырезают целиком и заменяют на новые.

Иногда трубопровод полностью демонтируют, производят тщательную отбраковку с целью выявления качественных труб и повторного их использования. Эти методы требуют больших затрат, связаны с остановкой перекачки, опорожнением трубопровода, выходом перекачиваемого продукта на землю, попаданием его в грунт и в водоемы со значительными безвозвратными потерями. Возросшие требования к охране окружающей среды, к обеспечению работоспособности магистральных трубопроводов и к методам безопасного ведения ремонтных работ делают эту проблему особенно актуальной.

Наиболее эффективным является восстановление ослабленных стенок трубопроводов без остановки перекачки продукта. В зависимости от вида дефектов и распределения их на поверхности трубопровода могут быть приняты различные методы ремонта.

Целью дипломного проекта является разработка технологии ремонта линейной части магистральных нефтепроводов без остановки перекачки.

Задачами дипломного проекта являются:

1) Анализ дефектов магистральных нефтепроводов;

2) Обоснование выбора метода ремонта и расчет параметров процесса сварки;

3) Выбор методов и расчет параметров неразрушающего контроля;

4) Расчет экономической эффективности разработанной технологии;

5) Анализ опасных вредных факторов и выбор основных решений по обеспечению безопасности технологического процесса.

1. ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Патентно-информационный обзор

Патентно — информационный обзор был проведен по основным странам за последние 3-7 лет и позволил выявить основные направления и тенденций в разработке технологии ремонта и контроля магистральных нефтепроводов без остановки перекачки продукта. Выявленные аналоги представлены в таблице 1.

Таблица 1 — Выявленные аналоги

Индекс МКИ, НКИ класс

Выявленные авторские свидетельства и патенты

Бюллетень “Открытия, изобретения, промышленные образцы, товарные знаки”

Бюллетень “Изобретения за рубежом”. Патенты

Бюллетень “Изобретения за рубежом”. Патенты

По итогам проведенного анализа патентно — информационного обзора можно сказать, что технология ремонта нефтепровода на данный момент не слишком развита, что видно по количеству патентов в данной области, поэтому стоит продолжать разработки в данном направлении.

магистральный дефект нефтепровод сварка

1.2 Конструктивное исполнение магистральных трубопроводов

1.2.1 Общие сведения

К магистральным трубопроводам относятся трубопроводы и ответвления (отводы) от них диаметром до 1420мм включительно с избыточным давлением транспортируемого продукта не выше 10 МПа, предназначенные для транспортировки:

· нефти из районов ее добычи (от головных перекачивающих насосных станций) до мест потребления (нефтебаз, нефтеперерабатывающих заводов или нефтехимических комплексов, пунктов налива, портов);

· нефтепродуктов от мест их производства (нефтеперерабатывающих заводов ил нефтехимических комплексов) до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива, отдельных промышленных предприятий и портов);

· товарной продукции в пределах головных и промежуточных газокомпрессорных, нефтеперекачивающих насосных станций, станций подземного хранения газа, газораспределительных станций, замерных пунктов.

Нефть из скважин по индивидуальным нефтепроводам поступает на нефтесборные пункты, а оттуда по нефтесборным трубопроводам на головные сооружения — установку комплексной подготовки нефти, на которых она отстаивается, обезвоживается, очищается от различных примесей, отделяется от нефтяного газа и т.д. Отсюда нефть подается на головную насосную станцию, а затем в магистральный нефтепровод. Промежуточными насосными станциями нефть перекачивается до конечной насосной станции, а затем потребителю.

Магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы в зависимости от условного диаметра подразделяются на четыре класса:

– I — от 1000 до 1400мм

– II — от 500 до 1000мм

– III — от 300 до 500мм

– IV — менее 300мм

1.2 .2 Состав сооружений магистральных нефтепроводов

В состав магистральных нефтепроводов входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции и резервуарные парки (рис.1). В свою очередь линейные сооружения согласно СНиП 2.05.06 — 85 [16] включают:

– трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной нефти) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций, узлами пуска и приема очистных устройств и разделителей при последовательной перекачке;

– установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопровода, линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов;

– устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов;

– противопожарные средства, противоэррозионные и защитные сооружения трубопровода;

– емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов;

– постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопровода;

– пункты подогрева нефти указатели и предупредительные знаки.

Рисунок 1 — Схема сооружений магистрального нефтепровода

Основные элементы магистрального трубопровода — сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Как правило, магистральные трубопроводы заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне (например, для исключения возможности замерзания скопившейся воды). Для магистральных трубопроводов применяют цельнотянутые илы сварные трубы диаметром 300-1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое может достигать 10 МПа. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи [3].

На пересечениях крупных рек нефтепроводы иногда утяжеляют закрепленными на трубах грузами или сплошными бетонными покрытиями, закрепляют специальными анкерами и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной, укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 100-200 мм больше диаметра трубопровода.

С интервалом 10-30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.

Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода [4].

Нефтеперекачивающие станции (НПС) располагаются на нефтепроводах с интервалом 70-150 км. Перекачивающие (насосные) станции нефтепроводов и нефтепродуктопроводов оборудуются, как правило, центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12500 м3/ч. В начале нефтепровода находится головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел разбросанный на большой территории, ГНПС отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода. Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая подаваемое по линии электропередач (ЛЭП) напряжения от 110 или 35 до 6 кВ, котельная, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т.д. Если длина нефтепровода превышает 800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100-300 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования. Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3-1,5 суточной пропускной способности трубопровода. Как головная, так и промежуточные насосные станции с резервуарными парками оборудуются подпорными насосами. Аналогично устройство насосных станций магистральных нефтепродуктопроводов.

Тепловые станции устанавливают на трубопроводах, транспортирующих высоко застывающие и высоковязкие нефти и нефтепродукты, иногда их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют паровые или огневые подогреватели (печи подогрева) для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены теплоизоляционным покрытием.

По трассе нефтепровода могут сооружаться наливные пункты для перевалки и налива нефти в железнодорожные цистерны.

Конечный пункт нефтепровода — либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефтебаза, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу.

1.2.3 Конструктивные решения магистральных трубопроводов

Магистральные трубопроводы, как правило, прокладывают подземно. В исключительных случаях трубопроводы могут быть проложены по поверхности земли в насыпи (наземно) или на опорах (надземно). Такие прокладки допускаются в пустынях, горах, болотах, на вечномерзлых и неустойчивых грунтах, на переходах через естественные и искусственные препятствия.

Прокладка трубопровода осуществляется одиночно или в составе параллельных трубопроводов в общем техническом коридоре. Число ниток в техническом коридоре регламентируется предельным количеством суммарного объема транспортируемого продукта.

Глубина заложения трубопровода (от верха трубы) зависит от диаметра, характеристик грунтов местности и должна быть не менее (в м):

– при условном диаметре менее 1000 мм 0,8

– при условном диаметре 1000 мм и более 1

– на болотах и торфяных грунтах подлежащих осушению 1,1

– в песчаных барханах (считая от межбарханных впадин) 1

– в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин 0,6

– на пахотных и орошаемых землях 1

– при пересечении искусственных каналов (от дна каналов) 1,1

Расстояния от оси подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов до населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений принимаются в зависимости от класса и диаметра трубопроводов, степени ответственности объектов и необходимости обеспечения их безопасности.

Расстояния между параллельными нитками (при одновременном строительстве и строительстве параллельно действующему трубопроводу) принимаются из условий технологии поточного строительства, гидрогеологических особенностей района, обеспечения безопасности при производстве работ и надежности трубопроводов в процессе эксплуатации.

Ширина траншеи по низу принимается не менее (мм):

– для трубопроводов диаметром до 700 — D;

– для трубопроводов диаметром 700 и более

– при диаметрах 1200 и 1400 мм и при траншеях с откосом свыше 1:0,5, ширину траншеи допускается уменьшить до D+500 мм.

1. 2 .4 Требования к трубам и металлу для их производства

Для строительства магистральных нефтепроводов применяются сварные трубы диаметром 325-1220 мм, изготавливаемые из углеродистой и низколегированной стали. Трубы для магистральных трубопроводов могут подвергаться термической обработке. Используются трубы прямошовные (с одним или двумя продольными швами) и спиральношовные. Для строительства магистральных нефтепроводов, кроме участков категорий В, I и II согласно СНиП 2.05.06-85 [16], допускается применение труб, изготовленных путем соединения кольцевым швом двух коротких труб. Трубы изготовливаются с применением дуговой (ДС) или высокочастотной (ВЧС) сварки.

Спиральношовные трубы не допускается применять для участков, входящих в состав крановых узлов, узлов подключения, узлов пуска и приема очистных устройств линейной части магистральных нефтепроводов, а также для изготовления соединительных деталей трубопроводов, в том числе гнутых отводов и кривых вставок.

В качестве исходной заготовки для производства труб используется листовой или рулонный прокат в горячекатаном, термически обработанном или термомеханически упрочненном состоянии [17].

Конструкционная прочность металла труб обеспечивается на основе использования листовой или рулонной стали с требуемыми качественными показателями, гарантируемых характеристик геометрических параметров, сплошности и механических свойств, а также применения регламентируемых технологических процессов производства и контроля труб.

Конструкционная прочность сварных соединений труб обеспечивается на основе гарантируемых характеристик применяемой стали, регламентируемых формы, сплошности и механических свойств сварного соединения, а также использования регламентируемых процессов сварки труб, последующей обработки и контроля сварных соединений.

С целью обеспечения конструкционной прочности изготавливаемые трубы должны отвечать комплексу различных технических требований.

Требования к трубам устанавливаются стандартами и техническими условиями, разрабатываемыми на основе СНиП, ГОСТ 20295-85, СП 34-101-98 [13] и других действующих нормативных документов.

Сортамент труб (номинальный наружный диаметр и номинальная толщина стенки) должен соответствовать требованиям действующих стандартов и технических условий.

Отклонение наружного диаметра ( D _н) корпуса труб от номинальных размеров не должно превышать ± 2,0 мм.

Отклонение наружного диаметра торцов труб от номинальных размеров на расстоянии не менее 200 мм не должно превышать ± 1,6 мм для труб диаметром 820 мм и более и ± 1,5 мм для труб диаметром менее 820 мм.

Разность фактических диаметров по концам одной и той же трубы не должна превышать 1,6 мм при номинальном наружном диаметре труб менее 530 мм, и 2,4 мм при номинальном наружном диаметре труб 530 мм и более.

Номинальная толщина стенки труб принимается кратной 0,1 мм. Допуск на толщину стенки труб определяется согласно действующим стандартам, при этом для труб с коэффициентом надежности по материалу согласно СНиП 2.05.06-85[16] , равным 1,34, минусовый допуск на толщину стенки должен быть не более 5 % номинальной толщины стенки.

При изготовлении труб из нескольких стыкуемых конструктивных элементов или листов разность фактических толщин стенок этих элементов или стенок листов, не должна превышать 1 мм.

Длина поставляемых Производителем труб находится в пределах 10500-11600 мм. По согласованию между Заказчиком и Производителем труб могут поставляться трубы длиной до 18000 мм.

Кривизна труб не должна превышать 1,5 мм на 1 м длины, а общая кривизна — 0,2 % длины трубы.

Другие требования к размерам труб принимают в соответствии с действующими стандартами.

Поперечное сечение трубы должно быть круглым. Обнаруживаемые визуально местные перегибы и гофры, а также вмятины глубиной более 6 мм на поверхности трубы не допускаются.

Овальность концов труб (отношение разности между наибольшим и наименьшим диаметром в одном сечении к номинальному диаметру) не должна превышать 1 % при толщине стенки трубы менее 20 мм. Овальность труб с толщиной стенки 20 мм и более не должна превышать 0,8 %.

Отклонение профиля поверхности от окружности номинального диаметра на участке длиной 200 мм со сварным соединением не должно превышать 0,15 % номинального диаметра трубы.

Концы труб должны быть обрезаны под прямым углом. Отклонение от перпендикулярности торца трубы относительно образующей (косина реза) не должно превышать 1,0 мм при диаметре труб до 530 мм и 1,6 мм при диаметре трубы 530 мм и более.

Концы труб должны иметь форму и размеры скоса и притупления кромок, соответствующие применяемой технологии сварки при строительстве и ремонте трубопроводов. Требования к профилю торцов труб оговаривают при заказе. При отсутствии указанных требований для труб с номинальной толщиной стенки менее 15 мм выполняют фаску с углом скоса 30° и допускаемыми отклонениями + 5°/- 0°. Для труб с номинальной толщиной стенки 15 мм и более используют фигурную форму разделки кромок, размеры которой устанавливают нормативной документацией. Притупление должно быть в пределах 1-3 мм (см. рисунок 2,3).

Сварные соединения труб должны иметь плавный переход от основного металла к металлу шва без острых углов, несплавлений и других дефектов формирования шва.

Трубы для магистральных нефтепроводов изготавливают категорий прочности до К65 включительно. Конкретный химический состав стали определяют по согласованию между Заказчиком и Производителем труб в зависимости от категории прочности, исполнения (обычное, хладостойкое) и технологии изготовления труб. Химический состав применяемых сталей должен соответствовать требованиям стандартов или технических условий, утвержденных в установленном порядке [16].

Рисунок 2 — Типы разделки кромок труб для ручной дуговой сварки, односторонней автоматической сварки под флюсом, автоматической дуговой сварки порошковой проволокой с принудительным формированием, полуавтоматической сварки в защитных газах: а — для труб диаметром 57-1420 мм с толщиной стенки толщиной до 16 мм; б — для труб диаметром 273-1420 мм с толщиной стенки более 15 мм; в — для автоматической сварки труб в защитных газах

При изготовлении труб с применением ДС содержание углерода не должно превышать 0,22 % в углеродистой, 0,20 % в низколегированной и 0,18 % в низколегированной стали с микролегирующими добавками ниобия, ванадия, титана и других элементов (далее микролегированной стали). Низколегированная и микролегированная сталь должна содержать не более 0,010 % серы, 0,020 % фосфора и 0,010 % азота. В углеродистой стали допускается не более 0,025 % серы, 0,030 % фосфора.

Для труб диаметром до 1020 мм = 6,0-10,9 мм Для труб диаметром 720-1420 мм = 11,0-18,0 мм

Рисунок 3 — Типы разделки кромок труб для двусторонней автоматической сварки под флюсом

Сталь для хладостойких труб диаметром 1020 мм и более должна содержать не более 0,12 % углерода и 0,30 % кремния, 0,006 % серы, 0,016 % фосфора, 0,007 % азота, если эти требования оговорены Контрактом.

При изготовлении труб с применением ВЧС применяется сталь с содержанием не более 0,10 % углерода, 0,006 % серы, 0,020 % фосфора, 0,008 % азота. Отношение содержания марганца и кремния должно находиться в пределах от 4 до 10.

Сталь хорошо должна хорошо сваривается способами дуговой и контактной стыковой сварки, применяемыми при изготовлении труб, строительстве и ремонте трубопроводов.

Свариваемость стали обеспечивается на основе нормирования характеристик химического состава, структуры, сплошности, механических свойств исходной заготовки, а также регламентирования требований к конструктивному исполнению и технологическому процессу получения и контроля сварных соединений.

При условии обеспечения требуемых механических свойств и характеристик свариваемости (С_э, Р_см) металла допускаются следующие отклонения по верхнему пределу содержания химических элементов, %:

Требования к механическим свойствам основного металла и сварных соединений труб устанавливают с учетом обеспечения нижеследующих нормативных показателей.

Отношение предела текучести к временному сопротивлению разрыву основного металла труб не должно превышать 0,75 для углеродистой стали, 0,8 для низколегированной стали, 0,85 для микролегированной нормализованной и термически упрочненной стали, 0,9 для микролегированной стали контролируемой прокатки, включая бейнитную.

Максимальные значения предела текучести и временного сопротивления разрыву основного металла не должны превышать нормативные показатели более чем на 98,1 МПа. Допускается превышение регламентируемых значений предела текучести на 19,2 МПа при условии, что отношение предела текучести к временному сопротивлению разрыву не будет превышать 0,75 для низколегированной стали, 0,8 для микролегированной нормализованной и термически упрочненной стали, 0,85 для микролегированной стали контролируемой прокатки, включая бейнитную. Относительное удлинение металла труб на пятикратных образцах должно быть не менее 20 %.

Временное сопротивление разрыву сварных соединений труб должно быть не ниже нормы, установленной для основного металла.

Ударная вязкость на образцах с острым надрезом, изготовленных из основного металла труб с номинальной толщиной стенки 6 мм и более, должна удовлетворять требованиям, указанным в таблице 2.

Таблица 2 — Ударная вязкость основного металла труб на образцах с острым надрезом

Условный диаметр труб, мм

Рабочее давление, МПа (кГс/см 2 )

Ударная вязкость при минимальной температуре эксплуатации нефтепровода, Дж/см 2 (кГс м/см 2 ), не менее

Основной металл труб, образцы типа 11-13 по ГОСТ 9454-78 KCV (см. в приложении)

Сварное соединение труб, образцы типа IX — XI по ГОСТ 6996 (см. в приложении)

Источник

Читайте также:  Обучение ремонт электронных плат