Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы
1048 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ОРГАНИЗАЦИИ И ПЛАНИРОВАНИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ-Оборудование транспорта и хранения нефти и газа-Курсовая работаID: 179127Дата закачки: 16 Марта 2017 Продавец: leha.nakonechnyy.2016@mail.ru (Напишите, если есть вопросы) Посмотреть другие работы этого продавца Тип работы: Работа Курсовая Форматы файлов: Microsoft Word Описание: 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 Комментарии: 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-500090 - 3 шт., АДН-1600 кВт - 3 шт. Основные насосные станции оснащены насосными агрегатами: нефтепровод НКК - НМ-10000210 - 4шт., электродвигатели СТД-8000 - 4шт. Нефтепровод УБКУА - НМ-10000210 - 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 №19 - нефтепровод УБКУА УУН №20 - нефтепровод НКК УУН №19т - нефтепровод ТОН-1 УУН №19а - 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. Размер файла: 198 Кбайт Фаил: (.rar)
Коментариев: 0 |
||||
Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них. Опять не то? Мы можем помочь сделать! Некоторые похожие работы:К сожалению, точных предложений нет. Рекомендуем воспользоваться поиском по базе. |
||||
Не можешь найти то что нужно? Мы можем помочь сделать! От 350 руб. за реферат, низкие цены. Спеши, предложение ограничено ! |
Вход в аккаунт:
Страницу Назад
Cодержание / Нефтяная промышленность / СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ОРГАНИЗАЦИИ И ПЛАНИРОВАНИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ-Оборудование транспорта и хранения нефти и газа-Курсовая работа
Вход в аккаунт: