Готовые ????????? ??????

Диплом  ДИАГНОСТИКА И РЕМОНТ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ НЕФТЕПРОВОДА «РЯЗАНЬ-МОСКВА» НА УЧАСТКЕ 91-197 КМ

Содержание:

Содержание: стр.

Введение 5
1. Общая часть 8
1.1 Краткая характеристика нефтепровода ……………………………. 8
2.0 Технологическая часть 9
1. Очистка нефтепровода ………………………………………………. 9
3.1 Виды очистки …………………………………………………………9
3.2 Планирование работ по очистке .......................................................10 3.3 Требования к очистным устройствам ………………………………. 12
3.4 Периодичность очистки …………………………………………….. 12
4. Диагностика нефтепровода .............................................................. 12
4.1 Организация пропуска внутритрубных инспекционных снсрядов 13
4.2 Основные технические данные внутритрубных инспекционных
снарядов ………………………………………………………………. 14
5. Диагностика нефтепровода «Рязань-Москва» …………………….. 24
5.1 Результаты инспекции ВИП по нефтепроводу «Рязань-Москва» .. 25
6. Порядок поведения ремонта дефектов …………………………….. 27
6.1 Методы ремонта дефектных участков нефтепровода …………….. 28
6.2 Требования к проведению ремонта нефтепровода различными
методами ……………………………………………………………. 32
6.2.1 Шлифовка ……………………………………………………………. 32
6.2.2 Заварка дефектов ……………………………………………………. 33
6.2.3 Вырезка дефекта (замена катушки) ………………………………… 34
6.2.4 Установка ремонтных муфт ………………………………………… 34
7.0 Обоснование необходимости капитального ремонта подводного
перехода ……………………………………………………………… 35
.1 Краткая гидрологическая характеристика р. Пахра ………………. 36
7.2 Характеристика подводного перехода и условия строительства ... 38
7.3 Схемы ремонта на водных переходах …………………………….. 39
7.4 Выбор схемы ремонта перехода …………………………………… 43
8.0 Расчётная часть 44
8.1 Проверочный расчёт толщины стенки трубопровода ……………. 44
8.2 Проверочный расчёт на прочность и деформацию трубопровода 47
8.3 Расчёт устойчивости трубопровода на водном переходе ………… 50
8.4 Расчёт тягового усилия, подбор троса и тягового механизма …… 54
8.5 Расчёт параметров укладки подводного трубопровода ………….. 59

9.0 Водолазное обследование ……………………………………. 61
10.0 Земляные работы ……………………………………………………… 62
10.1 Разработка подводной траншеи экскаватором с понтона …………. 66
11.0 Расчёт понтона на плавучесть при установленном на нём экскаваторе 67
12.0 Расчёт устройства швартового ……………………………………….....68
13.0 Производство работ при капитальном ремонте подводного перехода с
заменой трубопровода …………………………………………………..72
.1 Организационно-техническая подготовка к строительству …………. 73
.2 Подготовительные работы, выполняемые РСУ ……………………… 73
.3 Земляные работы ………………………………………………………. 74
.4 Сварочно-монтажные работы …………………………………………. 75
.5 Очистка поверхности трубопровода ………………………………….. 77
.6 Изоляционные работы …………………………………………………. 77
.7 Футеровка трубопровода ………………………………………………. 78
.8 Балластировка трубопровода ………………………………………….. 78
.9 Гидравлические испытания …………………………………………… 79
15.0 Протаскивание подводного трубопровода …………………………… 80
16.0 Организация и технология работ по выполнению технологических захлёстов ……………………………………………………………….. 81
17.0 Берегоукрепление ……………………………………………………… 83
18.0 Демонтаж заменяемого участка ………………………………………. 83

19.0 Охрана труда и техника безопасности 83

18.1 Общие положения ………………………………………………………. 84
18.2 Техника безопасноти при производстве земляных работ ……………. 84
18.3 Техника безопасноти при производстве сварочных работ ………....... 84
18.4 Техника безопасноти при производстве изоляционных работ ………. 85
18.5 Техника безопасности при гидроиспытаних ………………………….. 85
18.6 Пожарная безопасность ………………………………………………… 86
18.7 Охрана окружающей среды 87
Список используемой литературы 91



ВВЕДЕНИЕ

В решении экономических и социальных задач трубопроводный транспорт приобрел важное народнохозяйственное значение. Объем транспортируемой по трубопроводам нефти составляет 95 % от общего объема транспортировки.
Развитие многих отраслей промышленности определяется надежностью работы системы нефте- и нефтепродуктопроводов. В то же время, согласно статистическим данным, количество отказов на магистральных трубопроводах остается довольно высоким.
Это связано в первую очередь с коррозионным износом трубопроводов, их старением. Кроме того, причинами отказов могут быть некачественные строительные материалы, недоброкачественное выполнение строительно – монтажных работ и, наконец, несвоевременное и некачественное выполнение ремонтных работ на линейной части магистральных трубопроводов. Для обеспечения надежной эксплуатации магистральных нефтепроводов и восстановления их проектных технических характеристик ежегодно должна производится замена 2000 километров труб и 3000 километров изоляции. Реальные же цифры таковы: 1996 год – 712 километров, 1997 год – 796, 1998 год – 591, 1999 год – 751. В 2000 году в результате капитального ремонта и реконструкции заменено 600 километров труб и 820 километров изоляционного покрытия. Данная ситуация, обусловленная недостаточным финансированием, чревата ростом вероятности отказов и аварий.
Предмет особого внимания – 657 подводных переходов магистральных нефтепроводов. Более 200 из них (общей протяженностью более 450 километров) имеют возраст от 29 до 38 лет. При проектировании и строительстве переходов в 60-70-е годы такие факторы, как старение и воздействие русловых переформирований, учитывались слабо, что приводит в настоящее время к нарушению герметичности труб. В 2000 году ЗАО «ПИРС» по договору с Компанией « Транснефть » провело анализ состояния подводных переходов магистральных нефтепроводов. Первоочередного ремонта требуют 100 подводных переходов.
Из-за того, что трубопроводы построены давно, имеется много отказов в работе трубопроводов, а в последнее время по этим причинам произошли крупные аварии при их эксплуатации. Поэтому, для уменьшения вероятности аварий, повышения надежности эксплуатации нефтепроводов необходимо своевременно производить капитальный ремонт трубопровода.
Несвоевременное выполнение ремонтных работ часто связано с несовершенством диагностики состояния стенок труб, сварных соединений и изоляции, а качество выполнения ремонтных работ во многом определяется совершенством применяемых машин и механизмов, качественной организацией операционного контроля на всех этапах ремонта и, наконец, грамотным выполнением требований технологии ремонта.
Отказы на магистральных трубопроводах наносят большой экономический ущерб не только из-за потерь продукта и нарушения непрерывного процесса производства в смежных отраслях, но могут сопровождаться загрязнением окружающей среды, возникновением пожаров и даже человеческими жертвами.
Объемы работ по капитальному ремонту магистральных трубопроводов в основном определяются их конструктивными решениями, географическими условиями, сроком и условиями эксплуатации в установленном технологическом режиме.
Капитальному ремонту наших дней во многом присущи основные элементы современной техники, технологии и организации строительства: поточность как главная форма организации производства работ, комплексная механизация и.т.п.
Капитальный ремонт представляет собой комплекс работ, в процессе которого ремонтируются или заменяются изношенные трубы на более прочные и экономичные для удлинения межремонтного срока эксплуатации.
В данной работе рассматривается организация проведения диагностики и капитального ремонта с заменой участка подводного перехода нефтепровода «Рязань-Москва» D-530 мм через реку Пахра. Рассмотрены наиболее приемлемые методы ремонта подводного перехода, отвечающие техническим, экологическим и экономическим требованиям
1.1 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕПРОВОДА

Нефтепровод «Рязань – Москва» введен в эксплуатацию в 1962 году и предна¬значен для подачи товарной нефти на Московский нефтеперерабатывающий завод.
Основная характеристика существующего нефтепровода:
• диаметр нефтепровода Ду 500 мм;
• протяженность 197,3 км;
• головная нефтеперекачивающая насосная станция «Рязань»;
• промежуточная нефтеперекачивающая насосная станция «Коломна» расположена на 97 км нефтепровода.
Проектная производительность нефтепровода-7,5 млн.т/год.
Нефтепровод проходит по территориям Рязанской и Московской областей, граница областей находится на 90 км нефтепровода.
Обслуживается нефтепровод «Рязань – Москва» Рязанским районным нефтепроводным управлением, входящим в состав ОАО «Верхневолжскнефтепровод».
Технологический процесс перекачки нефти обеспечивают две нефтеперекачивающие станции НПС «Рязань» и НПС «Коломна». На НПС «Рязань» установлены четыре последовательно соединенных насоса НМ-1250-260(номинальная подача 1250 м3/час и напор 260 м ) и два агрегата 14 НДсН, соединенных последовательно(1600 м3/час и напор 96 м). На НПС «Коломна» установлены четыре последовательно соединенных насоса НМ-1250-260 (номинальная подача 1250 м3/час и напор 260 м ). Скорость течения нефти в трубопроводе 0,83-1,39 м/с.

Магистральный нефтепровод «Рязань – Москва» состоит из следующих основных комплексов сооружений:
- головной (НПС «Рязань») и промежуточной (НПС «Коломна») нефтеперекачивающих станций;
- линейных сооружений (линейная часть);
- конечного пункта (ПСП при Московском НПЗ).