Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы
1048 Капитальный ремонт участка нефтепродуктопровода “Уфа-Омск” с заменой трубы на переходе через реку Лобановка-Оборудование транспорта и хранения нефти и газа-Курсовая работа-Дипломная работаID: 179152Дата закачки: 16 Марта 2017 Продавец: leha.nakonechnyy.2016@mail.ru (Напишите, если есть вопросы) Посмотреть другие работы этого продавца Тип работы: Диплом и связанное с ним Форматы файлов: Microsoft Word Описание: 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 35С. 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. Комментарии: 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. Размер файла: 170,5 Кбайт Фаил: (.rar) ------------------- Обратите внимание, что преподаватели часто переставляют варианты и меняют исходные данные! Если вы хотите, чтобы работа точно соответствовала, смотрите исходные данные. Если их нет, обратитесь к продавцу или к нам в тех. поддержку. Имейте ввиду, что согласно гарантии возврата средств, мы не возвращаем деньги если вариант окажется не тот. -------------------
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 / 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
Вход в аккаунт: