Главная / Образцы дипломных работ

Технологический расчет оборудования пуска и приемки нефти для проведения

Внимание: Акция! Курсовая работа, Реферат или Отчет по практике за 10 рублей!
Только в текущем месяце у Вас есть шанс получить курсовую работу, реферат или отчет по практике за 10 рублей по вашим требованиям и методичке!
Все, что необходимо - это закрепить заявку (внести аванс) за консультацию по написанию предстоящей дипломной работе, ВКР или магистерской диссертации.
Нет ничего страшного, если дипломная работа, магистерская диссертация или диплом ВКР будет защищаться не в этом году.
Вы можете оформить заявку в рамках акции уже сегодня и как только получите задание на дипломную работу, сообщить нам об этом. Оплаченная сумма будет заморожена на необходимый вам период.
В бланке заказа в поле "Дополнительная информация" следует указать "Курсовая, реферат или отчет за 10 рублей"
Не упустите шанс сэкономить несколько тысяч рублей!
Подробности у специалистов нашей компании.

Код работы:	W001705
Тема:	Технологический расчет оборудования пуска и приемки нефти для проведения

Содержание

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………..3
1. Основные методы и рекомендации проведения гидравлических испытаний трубопроводов и технологического оборудования……………………………...4
2. Гидравлические испытания на прочность и герметичность основного оборудования НПС………………………………………………………………..7
3. Технологический расчет оборудования пуска и приемки нефти для проведения гидравлических испытаний………………………………………..12
3.1. Расчет камеры приемки и пуска………………………………………..12
3.2. Расчет толщины обечаек………………………………………………..14
3.3. Расчет технологических патрубков камер запуска и приема…………15
3.4 Расчет толщины стенки дренажной линии……………………………..16
3.5. Расчет толщины стенки трубопроводов газовоздушной линии……...17
3.6. Расчет толщины стенок тройника………………………………………18
3.7. Расчет толщины стенок днища…………………………………………19
3.8. Цикличность нагружения и срок повторных испытаний……………..20
4. Охрана окружающей среды и безопасность при проведении гидравлических испытаний оборудования НПС…………………………………………………21
ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………………….25
ПЕРЕЧЕНЬ ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ…………………………..26

ВВЕДЕНИЕ

Эксплуатация магистральных нефтепроводов и НПС - это совокупность
процессов приема, перекачки, сдачи нефти, технологического обслуживания и ремонта объектов магистральных нефтепроводов.
При эксплуатации НПС должны быть обеспеченны: безопасность трубопроводов и оборудования; надежность и экономичность работы всех сооружений и оборудования; систематический контроль за работой МН и его объектов; своевременное проведение технического обслуживания и ремонта оборудования магистрального нефтепровода (МН); готовность к ликвидации аварий, повреждений и их последствий.
Надежность трубопровода - это важнейшая характеристика трубопроводного транспорта нефти, так как авария может привести к экологическому и финансовому ущербу. Периодическая и преддиагностическая очистка внутренней полости нефтепровода проводится с целью поддержания пропускной способности и предупреждения скапливания воды и внутренних отложений, а также с целью подготовки участка нефтепровода к внутритрубной инспекции. Техническая диагностика проводится с целью определения наличия и параметров дефектов геометрии, стенки трубы и сварных швов, классификации дефектов по степени опасности и принятия решения о возможности эксплуатации и о необходимости проведения ремонта нефтепровода.
Таким образом, целью данной курсовой работы является изучение теоретических вопросов и практического применения гидравлического испытания основного оборудования НПС.
Объектом исследования выступает камера пуска-приемки СОД как один из видов основного оборудования НПС.
Предмет исследования – гидравлические испытания.

1. ОСНОВНЫЕ МЕТОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ ТРУБОПРОВОДОВ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

По окончании монтажа все технологические оборудование и трубопроводы испытывают на прочность и плотность в соответствии с требованиями СНиП III-Г.9-62 и НиТУХП-62. Испытывать трубопроводы на прочность и плотность можно гидравлическим или пневматическим способом.
Пневматическое испытание трубопровода на прочность осуществляют в тех случаях, когда невозможно проведение гидравлического испытания (отрицательная температура окружающего воздуха, отсутствие воды на площадке, опасные напряжения в трубопроводе и опорных конструкциях от веса воды), а также когда проектом предусмотрено испытание трубопроводов воздухом или инертным газом.
Испытывать трубопроводы полагается под непосредственным руководством производителя работ или мастера в строгом соответствии с указаниями в проекте и специальных инструкциях и с требованиями. Госгортехнадзора (Ростехнадзора), а также с соблюдением правил техники безопасности. Перед началом работ по испытанию линию трубопровода условно разбивают на отдельные участки, производят его наружный осмотр, проверяют техническую документацию, устанавливают воздушные и спускные вентили, манометры, временные заглушки и подсоединяют временный трубопровод от наполнительных и опрессовочных. агрегатов. Отключают испытываемый трубопровод от аппаратов, машин и неиспытываемых участков труб с помощью специальных заглушек с хвостовиками. Использование для этого установленной на трубопроводе запорной арматуры не допускается. Присоединяют испытываемый трубопровод к гидравлическому прессу, насосу, компрессору или воздушной сети, создающим необходимое испытательное давление, через два запорных вентиля.
Манометры, применяемые при испытании трубопроводов, должны быть проверены и опломбированы. Манометры должны отвечать классу точности не ниже 1,5 по ГОСТ 2405-63, иметь диаметр корпуса не менее 150 мм и шкалу на номинальное давление около 4/3 измеряемого давления. Термометры, применяемые при пневматическом испытании, должны иметь цену деления не более 0,1 °С.
Гидравлическим испытанием трубопроводы проверяют одновременно на прочность и плотность.
Величина испытательного давления на прочность установлена проектом и должна быть равна:
1) для стальных трубопроводов при рабочих давлениях до 4 кгс/см2 и для трубопроводов, предназначенных для работы с температурой стенки свыше 400° С; 1,5 рабочего давления, но не менее 2 кгс/см2;
2) для стальных трубопроводов при рабочих давлениях от 5 кгс/см2 и выше 1,25 рабочего давления, но не менее рабочего давления плюс 3 кгс/см2;
3) для остальных трубопроводов—1,25 рабочего давления, но не менее 2 кгс/см2для чугунных, винипластовых, полиэтиленовых и стеклянных; 1 кгс/см2для трубопроводов из цветных металлов и сплавов; 0,5 кгс/см2для фаолитовых трубопроводов.
Для создания необходимого, давления в трубопроводе при гидравлическом испытании применяют плунжерные передвижные насосы (НП-600, ГН-1200-400), поршневые ручные насосы (ТН-500, ГН-200), прессы гидравлические (ВМС-45М), шестеренчатые приводные (НШ-40), а также эксплуатационные насосы.
Процесс гидравлического испытания состоит из следующих операций: подключение гидравлического насоса или пресса; установка манометров; заполнение трубопровода водой (при этом воздушники следует держать открытыми до появления в них воды, что свидетельствует о полном вытеснении воздуха из трубопровода); осмотр трубопровода при заполнении его водой с целью выявления течи через трещины и неплотности в соединениях; создание требуемого испытательного давления гидравлическим прессом или насосом и выдержка трубопровода под этим давлением; снижение давления до рабочего и повторный осмотр трубопровода; опорожнение трубопровода; снятие гидравлического насоса и манометров.
Под испытательным давлением все трубопроводы выдерживают в течение 5 мин, за исключением стеклянных, которые выдерживают в течение 20 мин.
Осматривают трубопроводы после снижения давления в трубопроводе до рабочего. При осмотре стальных трубопроводов сварные швы на расстоянии 15-20 мм по обе стороны от них легко обстукивают закругленным молотком весом не более 1,5 кг, а при осмотре трубопроводов из цветных металлов - деревянным молотком весом не более 0,8 кг. Трубопроводы из прочих материалов обстукивать не разрешается.
Результаты гидравлического испытания на прочность и плотность считаются удовлетворительными, если во время испытания не произошло падения давления по манометру, а в сварных швах, фланцевых соединениях и сальниках не обнаружены течь и отпотевание. При неудовлетворительных результатах испытания дефекты следует устранить и испытание повторить.
При отрицательной температуре окружающего воздуха гидравлическое испытание трубопровода проводят, обеспечив необходимые меры против замерзания воды, особенно в спускных линиях (предварительный прогрев или добавление водного раствора хлористого кальция).
После гидравлического испытания в осенне-зимнее время трубопроводы продувают сжатым воздухом, чтобы полностью удалить воду. Продувать следует очень тщательно, чтобы избежать застоя воды в нижних точках трубопровода.

2. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ НА ПРОЧНОСТЬ И ГЕРМЕТИЧНОСТЬ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ НПС

Одним из основных видов оборудования НПС является камера пуска-приема средств очистки и диагностики. Состав блока камеры запуска и приема СОД согласно ТУ 3683-003-86534248-2012 позволяет осуществлять работы по следующим направлениям регламентного технического обслуживания: очистка трубопровода путем пропуска очистного поршня; внутритрубная профилеметрия трубопровода с использованием профилемера для определения формы поперечного сечения; диагностика текущего технического состояния трубопровода и его антикоррозионного покрытия методами неразрушающего контроля с использованием поршней диагностических.
На камере приема СОД должны быть предусмотрены следующие патрубки:
- два патрубка отвода нефти;
- два патрубка для присоединения дренажных трубопроводов;
- патрубок для присоединения трубопровода газовоздушной линии;
- патрубок для установки манометра;
- патрубок для установки датчика давления;
- патрубок для подачи пара или инертного газа.
На камере запуска СОД должны быть предусмотрены следующие патрубки:
- патрубок подвода нефти;
- патрубок для установки запасовочного устройства;
- два патрубка для присоединения дренажных трубопроводов;
- два патрубка для присоединения трубопроводов газовоздушной линии;
- патрубок для установки манометра;
- патрубок для установки датчика давления;
- патрубок для подачи пара или инертного газа.
Трубопроводная обвязка с подключенным технологическим оборудованием узлов камеры пуска и приема средств очистки и диагностики (КПП СОД) также подвергается испытанию на прочность и проверке на герметичность. Испытание трубопроводной обвязки узлов КПП СОД производится гидравлическим способом на прочность и герметичность в 2 этапа:
1-й этап – трубопроводы подвергают гидравлическому испытанию совместно с камерой приема давлением в верхней точке 1,25 Рзав, в любой точке – не более наименьшего из Рзав на трубу, арматуру, детали и оборудование в течение 24 часов;
2-й этап – испытание трубопроводов и оборудования дренажной и газовоздушной линий.
Технологические параметры каждого из этапов испытаний указаны в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Технологические параметры каждого из этапов гидравлических испытаний
Этап
Участок трубопроводной обвязки узла
Величина давления, МПа
Продолжительность, час

Испытания на прочность
Испания на герме-тичость
Испытания на проч-ность
Испания на герметич-ность
1
Трубопроводная обвязка узлов запуска и приема, совместно с камерами СОД, за исключением участка, предусмотренного 2-м этапом.

9,45

6,3

не менее 12
2
Подземная дренажная емкость с примыкающими трубопроводами дренажной и газовоздушной линий до отсекающих задвижек

0,2

0,07

в соответствии с СНиП 3.05.05-84

Отключение участков трубопроводной обвязки должно выполняться следующими способами:
- при проведении 1-го этапа испытаний следует использовать заглушки эллиптические по ГОСТ 17379 или днища, штампованные сталь 09Г2С;
- при проведении 2-го этапа испытаний следует использовать запорную арматуру.
До проведения гидравлического испытания камеры запуска и трубопроводов, до установки заглушек, внутренняя полость трубопроводов должна быть продута воздухом для очистки трубопроводов от окалины, а также случайно попавших при строительстве внутрь трубопроводов грунта и различных предметов
Отключение участков трубопроводной обвязки должно выполняться следующими способами:
1) при проведении I этапа испытаний следует использовать днища (заглушки) приварные по ОТТ-08.00-60.30.00-КТН-036-1-05;
2) при проведении II этапа испытаний следует использовать запорную арматуру. При очистке на первом этапе выполняются следующие работы:
- установка днищ (заглушек) приварных DN 700 на торец трубопровода;
- подключение компрессора через временный воздуховод диаметром не менее 100 мм к трубопроводу DN 700;
- продувка трубопроводов узла камеры СОД выполняется поочередно, при этом для направления потока воздуха в продуваемую линию трубопроводов следует использовать запорную арматуру.
Открытие запорной арматуры выполняется на 100% от полного проходного сечения. Продувка выполняется компрессором. Производительность продувки определяется таким образом, чтобы скорость движения воздуха в трубопроводе была не менее 1,5 км/ч. Очистка внутренней полости трубопровода считается законченной, если воздух из продуваемого участка трубопровода выходит без примесей грунта.
После окончания продувки клиновые задвижки закрываются на 15% от полного проходного сечения с продувкой 15 мин. для обеспечения продувки и зачистки посадочных пазов затворов клиновых задвижек от механических примесей. При испытаниях на первом этапе выполняются следующие работы:
- установка днищ (заглушек) приварных на торцы трубопроводов DN 700;
- открытие шиберных задвижек DN 700 и DN 500, дренажных клиновых задвижек DN 150, дренажного шарового крана №30 и газовоздушных шаровых кранов DN 50 на 50% от полного проходного сечения;
- монтаж и гидравлическое испытание запорной арматуры и трубопроводов для подключения наполнительных и опрессовочных агрегатов на прочность на давление 1,25 Рраб в течение 12 часов (Рраб - величина испытательного давления на прочность в точке закачки опрессовочной жидкости);
- подключение испытанного трубопровода наполнительного и опрессовочного агрегатов к трубопроводам DN 700.
Установка контрольно-измерительных приборов:
- контрольного манометра на камере запуска СОД;
- манометра и самописца записи давления на линии подключения наполнительного и опрессовочного аппаратов к трубопроводам DN 700.
Класс точности манометров не менее 1.0, диаметр корпуса не менее 160 мм. Испытание на прочность: заполнение трубопроводов водой в объеме 130,9 м?, подъем давления до величины равной в верхней точке не менее Рисп.в=1,25Рраб=8,0 МПа, в нижней точке равным Рисп.н=Рзав=9,45 МПа и выдержка в течение 24 часов.
Заводское испытательное давление Рзав при проведении гидроиспытаний выбирается по наименьшему из всех значений, на фактически полученное оборудование, трубопроводную арматуру, фасонные соединительные детали и трубы. Испытание на герметичность: снижение давления до Рраб=6,3 МПа и выдержка на время, достаточное для осмотра, но не менее 12 часов. В случае выявления дефектов и после их устранения гидравлические испытания проводятся повторно в полном объеме. Результаты испытаний на прочность и герметичность признаются удовлетворительными, если во время испытания не произошло разрывов, видимых деформаций, падения давления, а в основном металле, сварных швах, разъемных соединениях и во всех врезках не обнаружено течи и запотевания.
Закачка воды в трубопровод для испытания осуществляется через фильтры, исключающие попадание в полость трубопровода песка, ила, торфа или посторонних предметов из источника водоснабжения.
Вода, предназначенная для гидроиспытания, должна соответствовать 6 классу чистоты по ГОСТ 17216-2001. Содержать не более 200 мг/л взвешенных веществ, при размере механических примесей не более 1 мм.
Гидравлическое испытание технологических, дренажных и газовоздушных трубопроводов при температуре воздуха до плюс 5°С проводятся водой без дополнительных мероприятий по предохранению от замораживания.
После проведения гидроиспытаний днища, заглушки и патрубки опрессовочных агрегатов должны быть демонтированы. Вновь построенный и гидроиспытанный узел подключается к существующим нефтепроводам путем врезки предварительно гидроиспытанных окатушенных отводов гарантийными монтажными стыками с применением составных, предварительно гидроиспытанных, катушек.
Гарантийные монтажные стыки должны пройти 100% визуально-измерительный контроль, 100% контроль рентгенографическим методом с дублированием 100% ультразвуковым методом.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ОБОРУДОВАНИЯ ПУСКА И ПРИЕМКИ НЕФТИ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ
3.1. Расчет камеры приемки и пуска

Расчеты производятся для определения прочности элементов оборудования от действия внутреннего давления нефти.
Принимаем расчетное давление нефти Р = 6,3 МПа; наружный диаметр Dн = 720 мм; температура нефти плюс 25 0С; коэффициент условий работы m = 0,75 согласно.
Расчетная схема камеры пуска-приема приведена на рисунке 3.1.
Нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла и сварных соединений для стали 17Г1С - «Сталь конструкционная низколегированная для сварных конструкций»
На растяжение составит
На сжатие составит

1,2 – обечайка корпусная; 3,4 – тройник корпусный и равнопроходный соответственно; 5 – переходник эксцентрический; 6 – днище крышки затвора; 7 - затвор
Рисунок 3.1 - Расчетная схема камеры пуска-приема нефти

Произведем расчет на прочность для стали 17Г1С.
Расчетные сопротивления растяжению (сжатию) составят:

(3.1)
(3.2)

где m – коэффициент условий работы;
k1, k2 - коэффициенты надежности по материалу;
ki - коэффициент надежности по назначению.
Коэффициенты надежности принимаем по СНиП 2.05.06 – 85*:
– по материалу k1= 1,47; k2=1,15;
– по назначению ki= 1.
Тогда расчетные сопротивления растяжению (сжатию) составят:

3.2. Расчет толщины обечаек

Для позиции 1 рисунка 3.1 наружный диаметр D?1 = 820 мм, для позиции 2 - D?2 = 720 мм.
Определим расчетную толщину обечайки по формуле:

(3.3)

где n – коэффициент надежности по внутреннему давлению;
P – расчетное давление, МПа;
Dn – наружный диаметр обечайки, мм;
R1 – расчетное сопротивление растяжению металла обечайки и сварных соединений, МПа.
Коэффициент надежности по внутреннему давлению примем равным 1,1 (таб. 13 СНиП 2.05.06 – 85*).
Для позиции 1 рисунка 3.1:

Толщина с учетом прибавки на коррозию и минусовой допуск ?1 = 12мм.
Для позиции 2 рис. 3.1:

Принимаем ?2 равной 11 мм.
Выполним проверку по величине нормативного давления, определяемая условием:
; (3.4)

где R – расчетное значение напряжения, принимаемое равным 95% от.
Для позиции 1 рисунка 3.1:

Ри > P;
Так как 10,4 МПа > 6,3 МПа – условие выполняется.
Для позиции 2 рисунка 3.1:

Ри > P;
Так как 10,8 МПа > 6,3 МПа – условие выполняется.

3.3. Расчет технологических патрубков камер запуска и приема

Расчетная толщина патрубков подвода-отвода нефти определяется по формуле:
(3.5)

где n – коэффициент надежности по внутреннему давлению;
P – расчетное давление, МПа;
DПi – наружный диаметр патрубка, мм;
R1 – расчетное сопротивление растяжению металла патрубка и сварных соединений, МПа.
Коэффициент надежности по внутреннему давлению примем равным 1,1.
Рассчитаем толщину стенок для патрубка подвода-отвода нефти:

Толщина с учетом прибавки и коррозию и минусовой допуск ?П1= 8мм.
Выполним проверку по величине нормативного давления, определяемая условием по формуле 3.4:

Ри > P;
Так как 11,4 МПа > 6,3 МПа – условие выполняется.
Полученное расчетное значение толщины стенки патрубков подвода-отвода нефти ?, сравниваем со значением толщины стенки t, выбираемое исходя из требования РД: ?= 8 мм, t=10 мм.
Принимаем толщину стенки согласно РД t= 10 мм; ?=t=10 мм.

3.4 Расчет толщины стенки дренажной линии

Расчетная толщина стенки дренажной линии определяется по формуле:

(3.6)
где n – коэффициент надежности по внутреннему давлению;
P – расчетное давление, МПа;
DП2 – наружный диаметр патрубка, мм;
R1 – расчетное сопротивление растяжению металла патрубка и сварных соединений, МПа.
Коэффициент надежности по внутреннему давлению примем равным 1,1.
Рассчитаем толщину стенок для патрубка дренажной линии:

Толщина с учетом прибавки и коррозию и минусовой допуск ?П2= 5мм.
Выполним проверку по величине нормативного давления, определяемая условием 3.4.:

Ри > P;
Так как 24,6 МПа > 6,3 МПа – условие выполняется.
Полученное расчетное значение толщины стенки патрубков подвода-отвода нефти ?, сравниваем со значением толщины стенки t, выбираемое исходя из требования РД: ?= 5 мм, t= 5 мм.
Принимаем толщину стенки согласно РД t=5 мм; ?=t=5 мм.

3.5. Расчет толщины стенки трубопроводов газовоздушной линии

Расчетная толщина стенки трубопроводов газовоздушной линии определяется по формуле:
(3.7)

где n – коэффициент надежности по внутреннему давлению;
P – расчетное давление, МПа;
DП3 – наружный диаметр патрубка, мм;
R1 – расчетное сопротивление растяжению металла патрубка и сварных соединений, МПа.
Коэффициент надежности по внутреннему давлению примем равным 1,1.
Рассчитаем толщину стенок для патрубка дренажной линии:

Толщина с учетом прибавки и коррозию и минусовой допуск ?П3= 4мм.
Выполним проверку по величине нормативного давления, определяемая условием 3.4.:

Ри > P;
Так как 65,7 МПа > 6,3 МПа – условие выполняется.
Полученное расчетное значение толщины стенки патрубков подвода-отвода нефти ?, сравниваем со значением толщины стенки t, выбираемое исходя из требования РД. ?= 4 мм, t= 4 мм.
Принимаем толщину стенки по РД t= 4 мм; ?=t=4 мм.

3.6. Расчет толщины стенок тройника

Тройники приведены на рисунке 3.1, позиции 3,4. Расчетная толщина корпуса тройника, мм, определяется по формуле:

(3.8)

где Dм – диаметр магистрали, мм;
R1(м) – расчетное сопротивление материала магистрали, равное R1.
Тогда толщина корпуса тройника составит:

Принимаем толщину корпуса равной 11 мм.
Расчетная толщина ответвлений определяется по формуле:

(3.9)
где D0 – диаметр ответвлений, мм, (D0 =520 мм);
R10 – расчетное сопротивление материала ответвлений, МПа, (R10=261 МПа);
?м – толщина корпуса магистрали, мм (?м=9 мм).
Тогда расчетная толщина ответвлений составит:

Принимаем толщину ответвлений равной 8 мм

3.7. Расчет толщины стенок днища

Стенки днища обозначены на рисунке 3.1 позицией 6.
Расчетная толщина днища, мм, определяется по формуле:

(3.10)
где R1(д) – расчетное сопротивление материала днища, МПа, R1(д)=237 МПа;
Dд – наружный диаметр днища, мм;
nв – коэффициент несущей способности, nв = 1.
Определим расчетную толщину днища:

Принимаем толщину днища, равную 12 мм.

3.8. Цикличность нагружения и срок повторных испытаний

Для того, чтобы определить цикличность нагружения внутренним давлением одного из участков НПС, необходимо принимать включение какого-либо насоса или же переключение технологического обордования на заданном участке НПС на давление на выходе, равного более 0,2 МПа. Разница между внутренним давлением на выходе из участка НПС и давлением после включения насоса и будет перепад внутреннего давления. Причем, полученное значение необходимо округлять до 0,2 МПа.
Если же необходимо рассчитать годовую цикличность, тогда в данном случае должны учитываться все количества включений абсолютно всех насосов участка НПС.
Для определения сроков проведения диагностики оборудования НПС используют прогнозируемую цикличность наружения участка, кокторая соответствует наибольшей из приведенных годовых цикличностей нагружения сроком за последние три года.
Что касается периодичности диагностики и испытаний, то тут стоит отметить, что диагностика дефектоскопами типа WM, CD и MFL осущестляется не реже, чем один раз в шесть лет с предоставлением отчета не позднее года, предшствующего следующей диагностике.
На тех участках НПС, на которых магистральный нефтепровод имеет категорию ниже требуемой согласно СНиП 2.05.06-85*, межинспекционная диагностика может проводиться реже.
Срок следующей аттестации нефтепроводов НПС должно определяться как максимальное значение всех расчетных сроков диагностики и гидравлических испытаний плюс один год.
Все данные, полученные при проведении гидравлических испытаний заносятся в бланк, представленный в технолоической карте гидравлических испытаний нефтепроводов и оборудования НПС.

4. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И БЕЗОПАСНОСТЬ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ ОБОРУДОВАНИЯ НПС

Технические решения по обеспечению экологической безопасности и охраны окружающей среды направлены на исключение разгерметизации технологических трубопроводов, предупреждение развития аварии и обеспечение пожаробезопасности объектов ВСН 012-88.
При выполнении работ необходимо соблюдать требования по защите окружающей среды, сохранения устойчивого экологического равновесия и не нарушать условия землепользования, установленные федеральным законом «Об охране окружающей среды».
Объектами охраны окружающей среды от загрязнения, истощения, деградации, порчи, уничтожения и иного негативного воздействия хозяйственной и иной деятельности являются:
- земли, недра, почвы;
- поверхностные и подземные воды;
- леса и иная растительность, животные и другие организмы;
- атмосферный воздух.
Настоящим проектом предусмотрены следующие технические и технологические решения для уменьшения воздействия на окружающую среду при выполнении работ и последующей эксплуатации нефтеперекачивающей станции. На всех этапах работ следует выполнять мероприятия, предотвращающие:
- развитие неблагоприятных рельефообразующих процессов;
- изменение естественного поверхностного стока;
- возгорание естественной растительности;
- захламление территории строительными и другими отходами;
- разлив горюче-смазочных материалов, слив отработанного масла, мойку автомобилей в не установленных местах и т.п.
С целью уменьшения воздействия на окружающую среду все работы должны выполняться в пределах полосы отвода земли, определенной проектом.
Для предотвращения загрязнения почвы и растительности предусматривается устройство бетонных площадок с бордюрным ограждением и приямками у технологического оборудования для сбора, разлитого при гидравлических испытаниях продукта. Для максимального уменьшения потерь от разлива нефти и других вредных веществ предусматривается секционирование линейной части нефтепровода на участках 20-30 км электроприводными дистанционно управляемыми задвижками.
При прорыве нефтепровода аварийный участок отсекается дистанционно из диспетчерского пункта с одновременным прекращением работы НПС. Сбор сточных вод с технологических площадок осуществляется в приямки или в накопительную емкость с последующим вывозом специализированным автотранспортом на очистные сооружения производственно-дождевой канализации СН 452-73.
При выдерживании заданных норм технологического режима и содержании в исправном состоянии технологического оборудования, трубопроводов, запирающих и регулирующих устройств, предохранительных устройств загрязнение поверхностных и подземных вод, атмосферы будет минимальным.
На испытательной площадке могут возникнуть следующие аварии:
1) разгерметизация затвора камеры пуска-приема нефти с разливом нефти (сценарий 1);
2) трещина в сварном шве камеры с разливом нефти (сценарий 2).
Действия, предпринимаемые для устранения аварии, должны быть следующие:
Сценарий 1:
– производится закрытее задвижек диспетчером;
– производится обтяжка вручную задвижек, штурвалы задвижек снимаются;
– дежурным электриком задвижки отключаются от источников электроэнергии с видимым разрывом, на ключах управления вывешиваются плакаты «Не включать-работают люди!»;
– производится дренаж нефти из отключенных участков и камеры в дренажную емкость;
– производятся замеры загазованности места производства работ (ПДК= 300 мг/м3);
– при положительных результатах замеров загазованности производятся газоопасные работы;
– производится вскрытие затвора камеры;
– производится замена уплотнения затвора;
– производится закрытие затвора камеры;
– на задвижки устанавливаются, штурвалы, снимаются предупредительные плакаты «Не включать-работают люди!»;
– задвижки подключаются к источнику питания электроэнергией;
– производится заполнение отключенных участков и камеры нефтью;
– производится проверка на герметичность затвора камеры.
Сценарий 2:
? производится закрытие задвижек диспетчером;
? производится обтяжка вручную задвижек персоналом, штурвалы c задвижек снимаются;
? дежурным электриком задвижки отключаются от источников электроэнергии с видимым разрывом, на ключах управления вывешиваются предупредительные плакаты «Не включать - работают люди!»;
? производится дренаж нефти из отключенных участков и камеры в дренажную емкость;
? производитcя дегазация камеры и отключенных участков;
? производятся замеры загазованности места производства работ, в камере пуска и отключенных участков (ПДК=300 мг/м3);
? при положительных результатах замеров загазованности производятся огневые работы по ремонту дефекта;
? после проведения огневых работ производится дополнительный дефектоскопический контроль (ДДК) сварного шва с составлением акта ДДК;
? при положительных результатах ДДК производится гидроиспытание камеры на давление Рзав;
? при положительном гидроспытании камеры составляется акт о проведении гидроиспытания;
? после проведения гидроиспытания вода из камеры и отключенных участков сливается, на задвижки устанавливаются, штурвалы, снимаются предупредительные плакаты «Не включать-работают люди!»; задвижки подключаются к источнику питания электроэнергией;
? производится заполнение отключенных участков и камеры нефтью;
? производится проверка на герметичность отремонтированного
сварного шва камеры.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте рассмотрены вопросы проведения гидравлических испытаний трубопроводов и одного из видов основного оборудования НПС – камеры пуска-приемки СОД.
Таким образом определено, испытание трубопроводной обвязки узлов КПП СОД производится гидравлическим способом на прочность и герметичность в 2 этапа:
1-й этап – трубопроводы подвергают гидравлическому испытанию совместно с камерой приема давлением в верхней точке 1,25 Рзав, в любой точке – не более наименьшего из Рзав на трубу, арматуру, детали и оборудование в течение 24 часов;
2-й этап – испытание трубопроводов и оборудования дренажной и газовоздушной линий.
Выбрано оборудование и порядок проведения гидравлических испытаний. Рассчитаны технические параметры камеры, при которых возможно проведение гидравлических испытаний.
Также в данном курсовом проекте рассмотрены вопросы безопасности и охраны окружающей среды во время проведения испытательных работ, а также представлена типовая техническая карта испытаний.

ПЕРЕЧЕНЬ ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Коршак А. А. Основы нефтегазового дела: учеб. для студентов высш. учеб.
заведений по направлению «Нефтегазовое дело» / А. А. Коршак, А. М. Шамма-
зов. – 2-е изд., доп. и исправ. – Уфа : Дизайн ПолиграфСервис, 544 с.
2. Вишневская Н. С. Методические указания по дисциплине «Сооружение ГНП, НС и КС» / Н. С. Вишневская, Г. Г. Кримчеева, Н. В. Лудникова. – В 2 ч. Для студентов специальности ПЭМГ, ч. 1. – Ухта : УГТУ, 2006 г., 53 стр.
3. Вишневская Н. С. Методические указания по дисциплине «Сооружение ГНП, НС и КС» / Н. С. Вишневская. – В 2 ч. для студентов специальности ПЭМГ, ч. 2. – Ухта : УГТУ, 2006. – 52 с.
4. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов: уч. пособие / Л. И. Быков [и др.]. – СПб. : Недра, 2006. – 824 с., ил.
5. Мустафин Ф. М. Технология сооружения газонефтепроводов: учеб. Т. 1 / Ф. М. Мустафин, Л. И. Быков; под ред. Г. Г. Васильева. – Уфа : Нефтегазовое
дело, 2007. – 632 с.
6. Нефтегазовое строительство : учеб. пособие для студентов вуза, обучающихся по спец. Менеджмент в отраслях НГК / Беляева В.А. [и др. ]; под общ. ред. И. И. Мазура, В. Д. Шапиро. – М. : Изд-во ОМЕГА; – Л, 2005. – 774 с.; ил. – (Современное бизнесобразование).
7. Вишневская Н. С. Конспект лекций. В 2 ч. : метод. указания по дисциплине
«Сооружение ГНП, НС и КС» / Н. С. Вишневская, М. М. Бердник. – Ухта : УГ-
ТУ, 2012. – 76 с.
8. Вишневская Н. С. Решение типовых задач при сооружении магистральных
трубопроводов. В 2 ч. Ч. 1 : метод. указания / Н. С. Вишневская, М. М. Бердник. – Ухта : УГТУ, 2012. – 39 с.
9. Белецкий Б. Ф. Строительные машины и оборудование : справ. пособие для
строителей, а также студентов вузов и техникумов / Б. Ф. Белецкий, И. Г. Булгакова. – 2-е изд., перераб. и доп. – Ростов н/Д. : Феникс, 2005. – 608 с.
10. Технологии, оборудование, приборы для ремонта объектов магистральных
трубопроводов : справ. пособие. – 2-е изд., испр. и доп. – Уфа : Дизайн Полиграф Сервис, 2006. – 392 с.: ил.
11. Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций : учеб. для вузов / А. М. Шаммазов [и др.]. – М. : Недра-Бизнесцентр, 2003. – 404 с.
12. Строительные конструкции : учеб. / Ф. М. Мустафин [и др.]. – СПб. : Недра,
2008. – 780 с.
13. СНиП 2.05.06–85* Магистральные трубопроводы / Госстрой России. – М.: ГУП ЦПП, 1998. – 60 с.
14. СНиП III-42–80* Магистральные газопроводы / Госстрой России. – М.: ГУП ЦПП, 2000. – 43 с.
15. Мазур И. И. Безопасность трубопроводных систем / И. И. Мазур, О. М. Иванцов. – М. : ЕЛИМА, 2004. – 1104 с., ил.
16. Коршак А. А. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: учеб. для вузов / А. А. Коршак, А. М. Нечваль; под. ред. А. А. Коршака. – СПб.: Недра, 2008. – 488 с.
17. Еременко Л. Т. Развитие трубопроводного транспорта в СССР и за рубежом / Л. Т. Еременко, Н. А. Воробьев. – М. : Недра, 1989. – 166 с.
18. Коршак А. А. Запасы, добыча и транспортировка нефти в странах СНГ / А. А. Коршак. – Уфа : Дизайн Полиграф Сервис, 2007. – 188 с.
19. Современные методы строительства компрессорных станций магистральных газопроводов / В. Ф. Крамск.......................

Для получения полной версии работы нажмите на кнопку "Узнать цену"

Узнать цену

Каталог работ

Похожие работы: