СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ОРГАНИЗАЦИИ И ПЛАНИРОВАНИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ-Оборудование транспорта и хранения нефти и газа-Курсовая работа

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ОРГАНИЗАЦИИ И ПЛАНИРОВАНИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ-Оборудование транспорта и хранения нефти и газа-Курсовая работа
3 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПЛАНИРОВАНИЯ И ОРГАНИЗАЦИИ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА НА ПРЕДПРИЯТИИ
3.1 Совершенствование планирования выборочных ремонтов
3.1.1 Обнаружение дефектов тела трубы нефтепровода .
Обнаружение дефектов тела трубы нефтепровода осуществляется двумя способами в следующей последовательности:
А) внутритрубной инспекцией с помощью снарядов-профилемеров и снарядов-дефектоскопов;
Б) при необходимости, внешним дефектоскопическим обследованием (визуальным и приборным со специальным шурфованием или на вскрытом участке в процессе ремонта);
Внутритрубную диагностику проводит ОАО «Центр технической диагностики» (ОАО «ДИАСКАН»). Привлечение других организации имеющих лицензию Госгортехнадзора РФ на проведение таких работ, возможно только с разрешения АК «Транснефть».
Внутритрубная профилиметрия проводится при помощи снаряда- профилимера, позволяющего обнаружить и определить параметры дефектов геометрии трубы. В настоящее время для внутритрубной профилиметрии применяются снаряды- профилимеры типа “Калипер”
Снаряд-профилимер “Калипер ”- это электронно механический снаряд, оснащенный рычажными датчиками, которые позволяют измерять внутреннее проходное сечение, определять положения сварных швов, подкладных колец, а также обнаруживать и измерять такие дефекты формы трубы, как вмятины, гофры, овальность сечения. Отклонения оси нефтепровода фиксируются индикатором поворота по взаимному положению продольных осей двух последовательных секций снаряда- профилемера. Аналоговые значения измерений преобразуются в блок хранения. Пройденное снарядом расстояние определяется с помощью специальных измеритьельных колес. Привязка мест расположений дефектов к определенным точкам трассы нефтепровода осуществляется с помощью специальных устройств-маркеров.
Внутритрубная дефектоскопия проводится при помощи ультразвуковых и магнитных снарядов- дефектоскопов высокого разрешения, которые позволяют измерить такие дефекты формы трубы, как вмятины, кофры, овальность сечения. Отклонения оси нефтепровода фиксируются индикатором поворота по взаимному положению продольных осей двух последовательных секций снаряда- профилимера. Аналоговые значения измерений преобразуются в цифровые и записываются в блок хранения. Пройденное снарядом расстояние определяется с помощью специальных измерительных колес. Привязка мест расположений дефектов к определенным точкам трассы нефтепровода осуществляется с помощью специальных устройств- маркеров.
Внутритрубная дефектоскопия проводится при помощи ультразвуковых и магнитных снарядов дефектоскопов высокого разрешения, которые обнаруживают дефекты стенки трубы, и определяют их геометрические параметры. В настоящее время для внутритрубной дефектоскопии применяются снаряды- дефектоскопы следующих типов.
Снаряд- дефектоскоп “Ультраскан WM» представляет собой компьютеризированное диагностическое устройство, использующее метод регистрации погруженными в нефть датчиками отраженных импульсных ультразвуковых сигналов от внутренней и внешней поверхностей стенки трубы. По времени прихода первого отраженного сигнала определяется расстояние от датчика до внутренней поверхности трубы, по времени прихода второго сигнала- толщина стенки трубы. Кроме того сигнал отражается от несплошностей в металле трубы. Значения измерений записываются в блок хранения. Привязка мест расположения дефектов к определенным точкам трассы нефтепровода осуществляется с помощью маркеров.
Снаряд- дефектоскоп типа MFL представляет собой компьютеризированное диагностическое устройство, использующее метод рассеяния магнитного потока, возникающего в месте расположения дефекта стенки трубы при ее намагничивании. Во время своего движения по нефтепроводу оснащенный магнитами снаряд создает в теле трубы мощное магнитное поле, а находящиеся между полюсами магнита датчики регистрируют изменение магнитного поля и измеряют его значение. Специальные датчики, создающие собственное локальное магнитное поле, служат для разделения обнаруженных дефектов на внутренние и внешние. Значения измерений записываются в блок хранения. Привязка мест расположений дефектов к определенным точкам трассы нефтепровода осуществляется с помощью маркеров.
Снаряд- дефектоскоп «Ультраскан CD»- компьютеризированное диагностическое устройство, использующее поперечные ультразвуковые волны, распространяющиеся внутри стенки трубы. Датчики снаряда работают в режиме излучения зондирующего импульса и приема импульса, отраженного от трещин и других трещиноподобных дефектов. Снаряд- дефектоскоп оснащен сменными носителями датчиков, предназначенными для обнаружения трещин и трещиноподобных дефектов определенной ориентации по отношению к оси трубы(осевой или поперечной). Значения измерений записываются в блок хранения. Привязка мест расположений дефектов к определнным точкам трассы нефтепровода осуществляется с помощью маркеров.
Для полного обследования нефтепровода и выявления дефектов всех типов необходимо проводить комплексное диагностирование, последовательно используя несколько ВИС, основанных на различных физических явлениях, сочетая внутритрубную дефектоскопию с дополнительным дефектоскопическим контролем дефектных участков нефтепровода. /4
3.1.2 Классификация дефектов магистральных нефтепроводов
Дефект магистрального и технологического нефтепровода – это отклонение геометрического параметра стенки трубы, сварного шва, показателя качества материала трубы, не соответствующее требованиям действующих нормативных документов и возникающее при изготовлении трубы, строительстве или эксплуатации нефтепровода, а также недопустимые конструктивные элементы и соединительные детали, установленные на магистральные и технологические нефтепроводы и обнаруживаемые внутритрубной диагностикой, визуальным или приборным контролем или по результатам анализа исполнительной документацией объекта. Рассмотрим различные дефекты.
Дефекты геометрии трубы – это дефекты трубы, связанные с изменением ее формы. К ним относятся :
«Вмятина» - локальное уменьшение проходного сечения трубы в результате механического воздействия, при котором не происходит излома оси нефтепровода.
«Гофр» – чередующиеся поперечные выпуклости и вогнутости стенки трубы, приводящие к излому оси и уменьшению проходного сечения нефтепровода.
«Овальность» – дефект геометрии, при котором сечение трубы имеет отклонение от округлости, а наибольший и наименьший диаметры находятся во взаимно перпендикулярных направлениях.
К дефектам стенки трубы относятся :
«Потеря металла» - изменение номинальной толщины стенки трубы, характеризующееся локальным уточнением в результате механического или коррозионного повреждения или обусловленное технологией изготовления.
«Риска» (царапина, задир) – потеря металла стенки трубы, происшедшая в результате взаимодействия стенки трубы с твердым телом при взаимном перемещении.
«Расслоение» – несплошность металла стенки трубы.
«Расслоение с выходом на поверхность» (закат, плена прокатная) – расслоение, примыкающее к сварному шву.
«Трещина» - дефект в виде узкого разрыва металла стенки трубы.
Дефекты сварного шва – это дефекты в самом сварном шве или в околошовной зоне, типы и параметры которых установлены нормативными документами. К дефектам сврного шва относятся :
Трещина, непровар, несплавление – дефекты в виде несплошности металла по сварному шву, классифицируются как «несплошности плоскостного типа» поперечного /продольного/ спирального сварного шва.
Смещение кромок – дефект сборки в виде несовпадения срединных линий стенок стыкуемых труб или стыкуемых листов, классифицируются как «смещение» поперечного/ продольного/ спирального сварного шва.
Комбинированными дефектами являются комбинации из приведенных в пунктах 1-3 дефектов. К таким дефектам относятся :
- дефект геометрии в сочетании с риской, потерей металла,
расслоением или трещиной ;
- дефект геометрии, примыкающей или находящейся на
сварном шве;
- аномалии сварных швов в сочетании со смещениями ;
- расслоение, примыкающее к дефектному сварному шву.
К дефектам нефтепровода относятся недопустимые конструктивные элементы, соединительные детали, не соответствующие требованиям СниП 2.05.06-85*:
- тройники ;
- плоские и другие заглушки ;
- переходники ;
- патрубки с арматурой, не соответствующие действующим нормам и правилам ;
- заплаты вварные и накладные всех видов и размеров.
Классификация дефектов по степени влияния на несущую способность трубопровода и определение допустимого давления на дефектном участке трубопровода приведена на рисунке 2. /4

Пояснительная записка 94 с., 5 рисунков, 6 таблиц, 9 источников, 2 приложения.
ПЛАНИРОВАНИЕ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА, ВЫБОРОЧНЫЙ КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ, ВНУТРИТРУБНАЯ ДЕФЕКТОСКОПИЯ, ДИАГНОСТИКА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ.
Объектом исследования является Черкасское нефтепроводное управление, которое занимается транспортировкой нефти.
Предметом изучения и анализа являются особенности организации и планирования капитального ремонта магистральных нефтепроводов.
Целью данного дипломного проекта является совершенствование организации и планирования капитального ремонта магистральных нефтепроводов.
В дипломном проекте приведена методика расчета экономической эффективности комплексной системы обеспечения надежности магистральных нефтепроводов на основе данных внутритрубной диагностики и сделан расчет. Применение этой системы обеспечивает дальнейшее повышение надежности магистральных нефтепроводов.
1 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ

1.1 Краткая характеристика района деятельности предприятия
Черкасское НУ организовано 26 августа 1970 года. В состав райуправления входили нефтеперекачивающие станции Черкассы, Аша, Кропачево и Бердяуш. Общая протяженность нефтепроводов входящих в состав районного управления составляла 560 км, за год перекачивалось около 13,5 млн.тонн нефти.
За период с 1973 по 1976 год были введены в эксплуатацию два нефтепровода диаметром 1220 мм: Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск и Нижневартовск–Курган-Куйбышевск с нефтепере-качивающими станциями Нурлино, Улу-Теляк, Кропачево и Черкассы. Максимальная производительность была достигнута в 1980 году и составила 213 млн. тонн в год.
В настоящее время Черкасское НУ осуществляет перекачку нефти Западно-Сибирских и Башкирских месторождений по нефтепроводам диаметром от 325 мм до 1220 мм и общей протяженностью 1193,8 км, прием нефти от промыслов, производит сдачу нефти на Уфимские нефтеперерабатывающие заводы, Альметьевскому и Бугурусланскому НУ. Товарно-комерческие операции ведутся по 11 узлам учета, расположенным на нефтеперерабатывающих заводах и ЛПДС «Нурлино». Одной из самых больших нефтеперекачивающих станций является ЛПДС «Нурлино».
ЛПДС «Нурлино» введена в эксплуатацию в 1973 году и осуществляет свою деятельность в соответствии с положением о нефтеперекачивающей станции и имеет насосные станции по нефтепроводам УБКУА, НКК, ТОН-1 и осуществляет перекачку тюменских нефтей.
Нефтепроводы УБКУА и НКК имеют возможность перекачки как отдельно по нефтепроводам УБКУА и НКК, так и одновременно по этим нефтепроводам.
Территориально подпорные и основные насосные станции нефтепроводов УБКУА, НКК расположены на совмещенных площадках. Подпорные нефтепровода НКК-26 QLKM - 4 шт., электродвигатели «Шорох» - 4 шт. Нефтепровод УБКУА - НМ-500090 - 3 шт., АДН-1600 кВт - 3 шт.
Основные насосные станции оснащены насосными агрегатами: нефтепровод НКК - НМ-10000210 - 4шт., электродвигатели СТД-8000 - 4шт. Нефтепровод УБКУА - НМ-10000210 - 3шт, и СТД-6300 кВт -3шт.
Насосная станция ТОН-1 двумя насосами НМ-500 с электродвигателями ВАУ-2 630 кВт.
Охлаждение двигателей как на подпорных так и на основных агрегатах воздушное. Смазка подшипников основных агрегатов ТОН-1, УБКУА, НКК централизованная принудительная.
Резервуарный парк из 4-х резервуаров РВС-20000 и 6 резервуаров РВСП-20000.
На ЛПДС «Нурлино» имеются узлы учета нефти совмещенные с узлами качества: УУН No19 - нефтепровод УБКУА
УУН No20 - нефтепровод НКК
УУН No19т - нефтепровод ТОН-1
УУН No19а - нефтепровод ТУ III
ЛПДС «Нурлино» обслуживает участки магистральных нефтепроводов ТУ-I, ТУ-II,ТУ-III, ТОН-I,ТОН-II,III, УБКУА и НКК.
Для выполнения операций по перекачке нефти ЛПДС «Нурлино» оснащена необходимыми техническими средствами перекачки нефти и обслуживания магистральных нефтепроводов и необходимой численностью обслуживающего персонала.
1.2 Организационная структура Черкасского нефтепроводного управления
Под производственной структурой понимается форма организации производственного процесса, которая находит свое выражение в направленности производственно – хозяйственной деятельности предприятия в его размерах (в количестве и составе цехов, служб других подразделений). /1
Производственная структура на нефтепроводах определяется условиями размещения, диаметром и протяженностью трубопроводов, количеством и мощностью перекачивающих станции, уровнем автоматизации производственных процессов.
Производственная структура Черкасского нефтепроводного управления включает в себя четыре ЛПДС:
- ЛПДС «Нурлино»,
- ЛПДС «Черкассы»,
- ЛПДС «Улу-Теляк»,
- ЛПДС «Кропачево»,
а также центральную ремонтную службу (ЦРС) «Нурлино» и цех технологического транспорта и специальной техники.
Ремонтом магистральных трубопроводов занимается ЦРС «Нурлино» и линейно- эксплуатационные службы ЛПДС «Нурлино» и ЛПДС «Улу-Теляк».
ЦРС «Нурлино», включает в себя следующие участки:
- участок аварийно-восстановительных работ «Нурлино»
- участок устранения дефектов на технических трубах «Нурлино»
- участок устранения дефектов на технических трубах «Улу-Теляк»
- участок откачки нефти из трубопровода «Улу-Теляк»
Организационная структура Черкасского нефтепроводного управления по подразделениям представлена на рис.1
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В дипломном проекте освещены вопросы организации и планирования капитального ремонта магистральных нефтепроводов.
По результатам проведенной работы можно сделать следующие выводы:
1. В технической части дипломного проекта приводится краткая характеристика района деятельности предприятия и рассматриваются виды ремонтов по различным объектам предприятия. Особое внимание уделено видам ремонта линейной части.
2. Был проведен краткий технико-экономический анализ деятельности предприятия. По результатам анализа видно, что на изменение затрат на перекачку нефти в большей степени влияет увеличение объема перекачки, грузооборота, а также затрат на электроэнергию и затрат на оплату труда.
3. В качестве особого метода ремонта магистральных нефтепроводов рассматривается выборочный метод проведения ремонта, который осуществляется на основании данных внутритрубной диагностики нефтепровода. Средства диагностики, представленные в виде внутритрубных инспекционных снарядов, позволяют без остановки перекачки обнаруживать дефекты и классифицировать их.
4. Рассмотрены методические подходы к ремонту магистральных нефтепроводов на базе внутритрубной диагностики.
5. В расчетной части дипломного проекта проведен расчет экономической эффективности комплексной системы обеспечения надежности магистральных нефтепроводов на базе внутритрубной диагностики. Эффективность применения этой системы рассчитана с помощью табличного процессора Microsoft Excel 97. Эффект от внедрения составил 63428,6 тыс. руб.
6. Предложены пути совершенствования ремонтных работ путем внедрения новой техники и технологии.
7. В экологической части рассмотрен насосный цех нефтепровода ТОН-1 с точки зрения безопасности и экологичности. Проведен расчет выброса углеводородов при эксплуатации насосов. По результатам расчета предложены направления по снижению выбросов в атмосферу, почву и воду.