Автор работы: Пользователь скрыл имя, 08 Мая 2013 в 15:58, курсовая работа
Степень надежности трубопроводов во многом определяет стабильность обеспечения регионов России важнейшими топливно-энергетическими ресурсами. Одним из путей решения проблемы повышения надежности газонефтепроводов является использование новых эффективных научно - обоснованных технологий строительства и ремонта трубопроводных систем. Основной особенностью строительства и ремонта трубопроводов является разнообразие природно-климатических и гидрологических характеристик местности вдоль трассы, что требует значительного разнообразия конструктивных и технологических решений при прокладке и эксплуатации линейной части трубопроводов.
Введение 4
1.Нормы инженерного проектирования 5
1.1. Выбор категории магистральных нефтепроводов 5
1.2 Основные требования к трассе нефтепровода 8
1.3 Конструктивные требования к нефтепроводам 17
1.4 Подземная прокладка нефтепроводов 21
1.5 Защита нефтепровода от коррозии 25
1.6 Материалы и изделия для строительства магистрального нефтепровода 32
1.7 Испытание нефтепроводов 43
2. Основные показатели магистрального нефтепровода 49
2.1 Состав расчетов 49
2.2 Расчет толщины стенки трубопровода 50
2.3 Проверка на прочность подземного трубопровода в продольном направлении 52
2.4 Проверка на предотвращение недопустимых пластических деформаций (по 2 условиям) 53
2.5 Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении 54
3. Гидравлический расчет нефтепровода 59
3.1.Исходные данные для гидравлических расчетов. 59
3.2 Определение длины нефтепровода 61
3.3 Определение расчетной пропускной способности 61
3.4 Расчет диаметра нефтепровода 62
3.5 Построение эпюры рабочих давлений 63
3.6 Определение расчетной вязкости, плотности и температуры перекачиваемой нефти 63
3.7 Определение количества насосных станций и их размещение 64
3.8 Нефтеперекачивающие станции 65
3.9 Расчет переходных процессов 68
3. 10 Система защит по давлению, обеспечивающая безопасную эксплуатацию нефтепровода 68
3.11 Определение границ и протяженности технологических участков, количества и вместимости резервуарных парков. 70
4. Определение объема резервуарных парков магистральных нефтепроводов 71
Схема расстановки насосных станций по трубопроводу 73
Схема расстановки насосных станций по трубопроводу с лупингами 74
Список использованной литературы 75
В – высота фаски;
С – ширина кольцевого притупления;
S – толщина стенки;
Sn – толщина стенки после цилиндрической проточки.
1.6.4.9 Сплошность металла деталей должна соответствовать сплошности по 1 классу ГОСТ 22727-88.
Несплошность любого размера выходящая на поверхность кромок деталей и в зоне шириной до 25 мм от торца не допускается.
В деталях не допускаются следующие дефекты поверхности:
- трещины любой глубины и протяженности;
- плены;
- рванины;
- морщины (зажимы металла);
- отстающая окалина;
- расслоения и закаты.
Глубина рисок, царапин, задиров не должна превышать 0,2 мм. Глубина вмятин, отпечатков, раковин от окалин, раковин-вдавов не должна превышать 0,8 мм. Эти же дефекты, глубиной более указанной выше, должны быть зачищены абразивным инструментом с плавным переходом к поверхности детали. Места зачисток не должны выводить толщину стенок за пределы минусового допуска. Неровности на кромках глубиной до 5 мм допускается ремонтировать ручной дуговой сваркой по инструкции завода – изготовителя.
П р и м е ч а н и е - Термины и определения дефектов поверхности соответствуют ГОСТ 21014-88.
1.6.4.10 Ремонт основного металла сваркой не допускается.
1.6.4.11 Детали (кроме отводов с радиусом изгиба менее 5DN на рабочее давление до 6,3 МПа), в том числе с переходными кольцами, должны гарантированно выдерживать пробное гидравлическое давление не меньше, чем испытательное гидравлическое давление Pu, МПа, присоединяемых труб, определяемое по формуле:
где Smin – минимальная (с учетом минусового допуска) толщина стенки
присоединяемой трубы, мм;
R – расчетное значение окружных напряжений в стенке присоединяемой трубы;
Dвн=D – 2Smin – внутренний диаметр присоединяемой трубы, мм.
Расчетное значение окружных напряжений в стенке присоединяемой трубы R принимается в соответствии с требованиями нормативных документов на трубы.
1.6.4.12 Остаточная магнитная индукция (на торцах деталей) не должна превышать 3 мТл (30 Гауссов).
1.6.4.13 Смещение кромок в стыковых продольных сварных соединениях, замеренное по наружной поверхности изделия, не должно превышать 10% номинальной толщины стенки, но не более 3 мм по всей длине стыка.
Смещение кромок в криволинейных сварных соединениях, измеренное по наружной поверхности, не должно превышать 20% от номинальной толщины стенки, но не более 3 мм.
1.6.4.14 Совместный увод кромок в продольных и кольцевых швах (угловатость) с учетом смещения кромок по п.4.12.1 в промежуточных сечениях должен быть не более 10% толщины плюс 3 мм, т.е.:
Угловатость контролируется шаблонами, показанными на рисунке 13 по зазору «f» между шаблоном и поверхностью сварного шва.
Угловатость продольных швов на торцах деталей не должна быть более 3 мм.
1.6.4.15 Сварка должна производится в соответствии с производственными инструкциями предприятий-изготовителей.
1.6.4.16 В сварных соединениях не допускаются следующие наружные дефекты, видимые невооруженным глазом:
– трещины всех видов и направлений;
– поры, выходящие на поверхность швов;
– подрезы глубиной более 0,5 мм, наплывы, прожоги и незаплавленные кратеры;
– смещение и совместный увод кромок свариваемых элементов свыше норм, установленных настоящими техническими требованиями;
– несоответствие форм и размеров швов требованиям чертежей на изделие.
1.6.4.17 Каждый сварной шов должен иметь клеймо сварщика. Клеймо должно наноситься ударным способом до термообработки с наружной стороны изделия шрифтом высотой 5–15 мм. Клеймо должно быть заключено в рамку. Рамка наносится несмываемой краской вручную.
Допускается
сварка деталей несколькими
1.6.5 В проекте должны быть указанны требования к соединительным деталям и арматуре по величинам давлений и времени выдержки при испытании на прочность.
1.6.6 Для изолирующих фланцевых соединений должны использоваться фланцы по ГОСТ 12821. Сопротивление изолирующих фланцев (в сборе) во влажном состоянии должно быть не менее 103 Ом. К каждому из фланцев изолирующего соединения должен быть приварен изолированный контактный вывод из стальной полосы размером 30х6 мм.
1.6.7 Запорная арматура диаметром более 400 мм должна иметь опорные лапы для установки на фундамент. Материалы, применяемые для изготовления арматуры, должны обеспечивать надежную и безопасную ее эксплуатацию.
1.6.8 Для закрепления (балластировки) нефтепроводов, прокладываемых через водные преграды, на заболоченных и обводненных участках, должны предусматриваться утяжеляющие навесные и кольцевые одиночные грузы, сплошные утяжеляющие покрытия, балластирующие устройства.
1.6.9 Для противокоррозионной защиты нефтепроводов должны применяться защитные покрытия и материалы, соответствующие требованиям действующих стандартов.
1.6.10 Для теплоизоляционных покрытий должны применяться материалы, соответствующие требованиям действующих стандартов.
1.7.1 После очистки полости нефтепровода и профилеметрии должны быть проведены гидравлические испытания.
1.7.2 Границы участков, величины испытательных давлений и схема проведения испытаний, в которой указаны места забора и слива воды должны быть определены проектом и уточнены при разработке ППР.
1.7.3 Испытание магистрального нефтепровода на прочность и проверка на герметичность должны осуществляться водой и производиться после полной готовности испытываемого участка или всего нефтепровода (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, очистки полости, профилеметрии, установки арматуры и приборов, катодных выводов) и представления подрядчиком исполнительной документации на испытываемый объект.
Протяженность испытываемых участков назначается исходя из профиля трассы по диапазону изменения величины испытательного давления, и не должна превышать 40 км.
1.7.4 Участок магистрального нефтепровода, подвергаемый гидравлическому испытанию на прочность и проверке на герметичность, должен ограничиваться сферическими или эллиптическими заглушками. Запрещается использование линейной запорной арматуры, задвижек вантузов в качестве ограничительного элемента. При проведении гидравлических испытаний линейные задвижки должны быть открыты на 30 % – 50 %.
Временные КПП СОД должны быть отрезаны от нефтепровода, нефтепроводы – отводы к камерам – заглушены.
1.7.5 Рабочее (нормативное) давление Рраб, используемое для расчета
испытательного давления, должно определяться по проектной эпюре максимального рабочего давления на данном участке, используемой для раскладки труб. В проекте на строительство нефтепроводов и ППР на гидравлические испытания должны быть рассчитаны эпюры давления с учетом профиля трассы для определения нормативного давления в каждой точке испытываемого участка.
1.7.6 При заполнении нефтепровода водой должен быть полностью удален воздух. В проекте на строительство нефтепроводов и ППР на гидравлические испытания должны быть представлены расчет и схема расстановки вантузов для выпуска воздуха при наполнении нефтепровода водой и расчет диаметров вантузов.
1.7.7 Гидравлическое испытание нефтепровода и его участков на прочность должно производиться на давление в нижней точке, равном Рзав (без учета осевого подпора).
Заводское испытательное давление Рзав определяется по сертификатам (паспортам) на трубы как гарантированное заводом испытательное давление. Если испытываемый участок нефтепровода состоит из труб с различными Рзав, то Рзав выбирается по наименьшему из всех значений.
При совместном испытании на прочность нефтепровода с участками различных категорий нижняя точка должна приниматься на участке с более низкой категорией, при этом испытательное давление в любой точке этих участков не должно превышать Рзав, указанное в сертификате.
Гидравлические испытания на герметичность должны проводиться на давление в верхней точке испытательного участка равном Рраб .
Параметры гидравлических испытаний участков магистральных нефтепроводов в зависимости от назначения и категорийности участков приведены в таблице 20.
1.7.8 Участки нефтепровода, содержащие трубы с разной толщиной стенки, испытываются в следующем порядке.
Отдельно испытываются участки с наибольшими (максимальными) толщинами стенок категорий B, I, переходы через железные и автомобильные дороги, пересечения с воздушными линиями электропередачи напряжением 500 кВ и более. При испытании на прочность участков I и II категорий совместно с участками III и IV категорий нижняя точка должна приниматься на участке наиболее низкой категории; давление в этой нижней точке должно достигать Pзав для данной трубы. При этом давление в любой точке испытательного участка должно быть не меньше 1,25⋅Pраб для участков I, II и 1,1⋅Pраб для участков III и IV категорий и не ниже величины давления несущей способности каждой трубы. При объединении участков I, II, III и IV категорий в один испытательный участок давление в каждой точке объединенного участка должно быть не менее 1,25⋅Pраб и не ниже давления несущей способности труб. Участки совместного испытания назначаются в зависимости от рельефа местности, места водозабора и т.д. и определяются проектом. В проекте должны быть указаны испытательные давления в верхней и нижней точке испытываемого участка нефтепровода и в точке контроля давления (установки манометра).
1.7.9 Испытание участков, прокладываемых через водные преграды с зеркалом воды в межень менее 10 м или шириной зеркала воды в межень до 25 м при глубине менее 1,5 м, должно выполняться с прилегающими участками в составе линейной части испытываемого участка трубопровода в один этап.
1.7.10 Линейные задвижки испытываются в составе участков нефтепровода на давление, равное испытательному давлению данного участка.
1.7.11 Перед наполнением нефтепровода водой на задвижках должны быть смонтированы электроприводы и установлены площадки обслуживания. При наполнении нефтепровода водой с целью недопущения попадания грязи и посторонних предметов в нижнюю часть корпуса задвижки должны быть открыты на 100%. Запрещается изменять положение задвижек во время наполнения нефтепровода. При достижении испытательного давления 0,5 МПа задвижки должны быть приоткрыты на 30-40% для обеспечения испытания корпуса задвижек.
1.7.12 При заполнении нефтепровода водой воздух должен выпускаться через вантузные задвижки, установленные в верхних точках испытываемого участка и манометрические узлы установленные у задвижек. При испытаниях в разделительных сосудах обвязки узлов отбора давления воздуха не должно быть. На вантузы, расположенные в верхних точках испытуемого участка, должны быть установлены задвижки с отводящими патрубками.
После выхода воздуха и появления воды задвижки должны быть закрыты и вантуз должен быть подготовлен к испытанию в составе нефтепровода.
При отсутствии вантуза на испытываемом участке для удаления воздуха нефтепровод заполняется водой с одновременным пропускам поршней-разделителей. Выпуск воздуха осуществляется на стороне, противоположной от места запасовки разделителя.
1.7.13 Запорная арматура и трубопроводы для подключения наполнительных и опрессовочных агрегатов должны быть предварительно подвергнуты гидравлическому испытанию на прочность на давление 1,25Рисп в течение 12 часов (где Рисп – величина испытательного давления магистрального нефтепровода в точке закачки опрессовочной жидкости).
1.7.14 При испытаниях на прочность и герметичность для измерения и регистрации давления должны быть установлены поверенные показывающие и электронные самопишущие манометры.
Показывающие манометры должны быть класса точности не ниже 1 с переделом шкалы на давление 4/3 от испытательного. Для работы самопишущие манометры должны быть обеспечены источником питания. Манометры устанавливаются с выносом на расстояние не менее 5 м от испытываемого нефтепровода. Запрещается установка манометров в траншеи и напротив сферических заглушек. Применяемые самопишущие манометры должны обеспечивать бесперебойную запись показаний в течение всего периода испытаний и сохранять запись всего периода испытаний. Технические характеристики электронного самописца должны быть указаны в проекте.
Величины давления фиксируются электронными самописцами на диаграммах в непрерывном режиме. Показания манометра регистрируются в журнале не реже одного раза в 15 минут.
1.7.15 Скорость подъема давления при испытании не должна превышать 0,04 МПа (0,4 кгс/см2) в минуту. При достижении величины давления, равной 0,9 от величины максимального испытательного давления в нижней точке трассы, скорость подъема давления должна находиться в пределах от 0,01 до 0,02 МПа (0,1 до 0,2 кгс/см2) в минуту.
1.7.16 Осмотр трассы разрешается производить только после снижения
испытательного давления до рабочего с целью проверки нефтепровода на герметичность. Участок магистрального нефтепровода считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания на прочность и герметичность давление остается неизменным, и не будут обнаружены утечки. Подкачки в нефтепровод при проведении испытаний запрещаются.