Капитальный ремонт участка нефтепродуктопровода “Уфа-Омск” с заменой трубы на переходе через реку Лобановка-Оборудование транспорта и хранения нефти и газа-Курсовая работа-Дипломная работа

капитальный ремонт участка нефтепродуктопровода “Уфа-Омск” с заменой трубы на переходе через реку Лобановка-Оборудование транспорта и хранения нефти и газа-Курсовая работа-Дипломная работа
В настоящее время протяженность системы нефтепродуктопроводов России составляет около 20 тыс. км и включает в себя 10 наливных пунктов, 267 нафтебаз, более 100 перекачивающих станций и резервуарные парки общей вместимостью около 4,8 млн. куб. м. Объем транспортировки нефтепродуктов составляет порядка 30 млн. тонн, в том числе не экспорт 8,3 млн. тонн.
Подавляющая часть объектов трубопроводных сетей построена в 60-80-е годы, и в настоящее время наметилась устойчивая тенденция по сокращению темпов ввода в эксплуатацию замещающих мощностей. В тоже время аварийность на объектах магистральных трубопроводов находится на высоком уровне.
По данным управления по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзора России, основными техническими причинами аварий на трубопроводном транспорте являются:
1) повреждение в результате внешних (случайных) воздействий – 33%;
2) брак, допущенный при проектировании и монтаже – 24%;
3) брак, допущенный в заводских условиях производства труб – 17%;
4) наружная коррозия – 20%;
5) нарушение регламента эксплуатации – 6%.
Более половины аварий на трубопроводах определённым образом связаны с накоплением повреждений в металле трубы и сварных швах. При этом развитие нарушений (трещины) происходит за счет образования, увеличения размера и слияния микротрещин в течение эксплуатации трубопровода. Поэтому при оптимальном варианте эксплуатации трубопроводов, за счет применения средств технической диагностики и своевременного ремонта, аварии по 2-4 причинам могли бы быть исключены [6]. Однако из-за недостатков нормативно-технической документации, регламентирующей определение срока безопасной эксплуатации магистральных трубопроводов, заниженных объемов обследований, технического обслуживания и ремонта в России вероятность аварий на трубопроводных сетях по второй и третьей причинам, по всей видимости, будет увеличиваться. Это связано с тем, что на территории России фактический срок эксплуатации большинства магистральных трубопроводов приближается к тому моменту, когда значительно возрастает интенсивность отказов и аварий из-за естественных процессов коррозии и старения металла[14]. Поэтому совершенно очевидно, что для повышения степени безопасной эксплуатации магистральных трубопроводов необходима общая концепция контроля и прогнозирования безопасных сроков службы всех потенциально опасных элементов трубопроводных систем.
В данном проекте был рассмотрен капитальный ремонт участка нефтепродуктопровода “Уфа-Омск” с заменой трубы на переходе через реку Лобановка.
 Ремонтируемый участок нефтепродуктопровода расположен в Челябинской области Российской Федерации.
Район относится к 1В климатической зоны (континентальный).
 Расчетная температура воздуха- минус 35С.
 Среднегодовая сумма осадков- 402 мм/год
 Расчетная глубина промерзания - 150 см.
 Мощность почвенно-растительного слоя-до 0.3 м.
Капремонт водного перехода НПП “Уфа-Омск” через реку Лобановка проектируется с заменой труб диаметром 377 мм на км352,20-км352,35. Рабочее давление 6,4 МПа. Капремонт включает прокладку нового трубопровода и демонтаж существующего нефтепродуктопровода на участке протяженностью 150 м.
Ширина реки в месте прохождения нефтепродуктопровода 1.0 метр, глубина- 0,2 метра. Берега пологие. Берега и дно сложены из суглинка.
 Вода в речке агрессивными свойствами к бетону не обладает.
 Трубы для НПП “Уфа-Омск” стальные Ø 377х8 по ГОСТ 8732-78 из стали 10.
В качестве изоляционного покрытия “Пластобит-40”, состоящий из следующих элементов:
 -грунтовка ГТ-760 ИН
 -мастика на основе пластифицированного битума МБР-100 толщиной 3 мм
 -лента поливинилхлоридная, толщиной 0,4 мм, изоляционная, без подклеивающего слоя.
 -обертка защитная толщиной 0,6 мм.

1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ. ОБОСНОВАНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА

1.1 Контроль технического состояния (техническая диагностика)

Практика эксплуатации подводных переходов (ПП) магистральных трубопроводов (МТ) показала, что для предотвращения серьезных аварий и своевременного проведения планово-предупредительного ремонта необходимо периодическое обследование их технического состояния.
Контроль технического состояния (техническая диагностика) подводного перехода осуществляется специальными целевыми проверками, обследованиями и измерениями с применением средств технической диагностики (СТД) в период эксплуатации и ремонта, а также после нормативного срока эксплуатации.
Контроль технического состояния подводных переходов магистральных нефтепродуктопроводов (МНПП) осуществляет эксплуатирующая организация с привлечением (при необходимости) специализированных организаций в соответствии с графиками технического обслуживания и ремонта[34].
Использование различных методов неразрушающего контроля, технологий и средств технической диагностики - один из эффективных и перспективных путей повышения надежности магистральных трубопроводов и особенно подводных переходов МНПП. Широкое внедрение диагностики способствует раннему обнаружению дефектов, своевременному их устранению, сокращению трудовых затрат и времени, необходимых для выполнения ремонтных работ[21].
При выборе той или иной технологии обследования, метода неразру тающего контроля и средств технической диагностики необходимо проводить технико-экономический анализ и определять технико-экономическую эффективность их применения.
Технико-экономический анализ и определение технико-экономической эффективности позволяют[23]:
- обосновать наиболее рациональные направления и очередность использования тех или иных СТД;
- выбрать наиболее экономичные варианты обследования ПП МТ и режимов его эксплуатации;
- определить оптимальные варианты и рациональное применение СТД;
- установить социальный эффект от внедрения СТД.
В основу применения тех или иных средств технической диагностики должен быть положен учет полезного результата применения СТД и затрат на нее. Мерой полезного результата может быть принято приращение надежности ПП МН, обусловленное устранением выявленных дефектов. Затраты на применение СТД должны учитывать не только стоимость собственно контроля и сопутствующих операций, но и убытки, связанные с возможной отбраковкой.
Основной задачей технической диагностики ПП является определение количественных и качественных зависимостей между факторами, вызывающими образование и развитие дефектов, и действительными значениями характеристик дефектов.
Специальные целевые проверки ПП должны осуществляться путем наружного обследования (обхода, облета, водолазного и приборного), а также с применением внутритрубных средств технической диагностики.
Периодичность обследования ПП устанавливается руководством эксплуатирующей переход организации.
Контролируемыми параметрами при обследовании ПП с применением внутритрубных средств технической диагностики (внутритрубных инспекционных снарядов) являются:
- фактическое плановое и высотное положения ПП;
- плотность (наличие) грунта вокруг трубы ПП;
- диаметр (геометрия) трубы (дефекты геометрии - гофры, вмятины, овальность);
- толщина стенки трубы (точечная и сплошная коррозия, трещины, расслоения и другие дефекты).
Результатом контроля технического состояния ПП должна быть оценка фактического состояния и составление графика планово-предупредительного ремонта (ППР) по поддержанию ПП на проектном уровне в процессе эксплуатации за счет своевременного осуществления технического обслуживания и ремонта. Работы по контролю технического состояния основной нитки ПП с помощью внутритрубных инспекционных снарядов (ВИС) проводятся совместно с обследованием линейной части участка МНПП, в состав которого входит ПП. Работы по контролю за техническим состоянием резервной (резервных) нитки ПП проводятся отдельно, если на резервной нитке имеются камеры пуска и приема очистных и диагностических устройств[23].
Контролируемые параметры, способы и методы контроля, периодичность выполнения работ, результаты обследования ПП определяются в соответствии с [23| и другими нормативно-техническими документами.