2 Технологическая часть



Скачать 122,15 Kb.
Дата23.04.2019
Размер122,15 Kb.




Введение
Развитие трубопроводного транспорта нефти и газа нашей страны находится на таком этапе, когда главной задачей является достижение максимальной эффективности производства и высокого качества продукции.

В условиях современного производства от надежности функционирования таких сложных промышленно-транспортных комплексов, какими являются магистральные трубопроводы, во многом зависит не только плановое развитие многих отраслей народного хозяйства, но и их научно-технический прогресс.

Один из важнейших факторов повышения эффективности трубопроводного транспорта — полное и рациональное использование основных фондов. Среди условий, призванных обеспечить использование основных фондов, важное место принадлежит своевремен­ному и качественному проведению профилактических мероприятий, увеличивающих срок службы линейной части магистральных трубопроводов. Если развитие и совершенствование строительства трубопроводов является первым направлением в решении важнейшей проблемы транспорта газа, то правильная техническая эксплуатация и капитальный ремонт, обеспе­чивающие долголетнее сохранение трубопроводов в эксплуатационном состоянии, — вторым направлением в решении этой народнохозяйственной проблемы.

Ведущие научно-исследовательская, проектная, конструктор­ская и практическая производственная работы в области совер­шенствования техники, технологии, организации и управления капитального ремонта магистральных трубопроводов обусловли­вают целесообразность изучения и обобщения имеющегося опыта.

Объемы работ по ремонту магистральных трубопроводов в основном определяются их конструктивными решениями (подземный, наземный, надземный трубопровод; марка стали и толщина стенок труб; типы и виды изоляционных покрытий; система электрической защиты и др.), географическими условиями и сроком эксплуатации в установленном технологическом режиме.

Ремонту магистральных трубопроводов наших дней во многом присущи основные элементы техники, технологии и организации строительства: поточность, как главная форма организации производства работ, комплексная механизация, применение деталей, блоков, узлов и конструкций заводского изготовления.

Магистральные газопроводы и сооружения представляют собой ответственные объекты. Основными сооружениями магистральных газопроводов является компрессорные и газораспределительные станции (КС, ГРС). КС предназначен для перекачивания газа по магистральному газопроводу.

Производительность магистрального газопровода Уренгой - Помары – Ужгород составляет от 91,3 до 101,7 млн.м3 в сутки при абсолютном давлении 7,45 МПа.

Диаметр газопровода 1420 мм с толщиной стенки от 20 до 30 мм (в зависимости от условий окружающий среды, коррозионной активности грунта, рельефа и т.д.) [3,4]


  1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика объекта


Магистральный экспортный газопровод (МГ) «Уренгой — Помары — Ужгород» построенный СССР в 1983 году для поставки природного газа с месторождений севера Западной Сибири (РСФСР) потребителям в Республиках Союза и странах Центральной и Западной Европы, по маршруту Уренгой — Помары — Ужгород.

Пропускная способность — 32 млрд. м³ природного газа в год (проектная). Фактическая пропускная способность — 28 млрд. м³ в год. Диаметр трубопровода — 1420 мм.

МГ «Уренгой — Помары — Ужгород» был построен на кредиты западноевропейских (ФРГ) и японских банков, выданные под выручку от последующих поставок природного газа (сделка «газ-трубы»). Официальная церемония инаугурации газопровода состоялась во Франции. Первый газ по трубопроводу пошел в январе 1984 года.

Трубопровод пересекает Уральский хребет и более шестисот рек, включая Обь, Волгу, Дон и Днепр. Общая длина газопровода — 4451 км, протяжённость по территории Украины — 1160 км. На трассе газопровода расположены 42 компрессорные станции.

На данный момент газопровод пересекает российско-украинскую границу в районе ГИС «Суджа» (Курская область). На украинском участке МГ находятся девять компрессорных станций (Ромны, Гребенковская, Софиевка, Ставишенская, Ильинецкая, Бар, Гусятин, Богородчаны, Голятин). По территории Украины газ транспортируется в основном до компрессорной станции «Ужгород» на украинско-словацкой границе и в меньших объёмах — до компрессорных станций на границе с Венгрией (ГИС «Берегово») и Румынией (ГИС «Теково»).
1.2 Способы ремонта и выбор метода
При ремонте магистральных трубопроводов газопроводными управлениями применяются следующие способы производства работ:


  1. с подъемом трубопровода на лежки траншеи;

  2. с подъемом трубопровода на бровку траншеи;

  3. с подкопкой под трубу;

  4. с заменой труб новыми.

1.2.1 Ремонт трубопровода с подъемом его в траншее на лежки
Этот способ ремонта в настоящее время получил наибольшее распространение в практике ремонта изоляционных покрытий трубопровода всех диаметров.

В начале при помощи шурфовки или при помощи прибора трассоискателя производится определение положение трубопровода в грунте, что необходимо для правильной ориентировки землеройных машин относительно оси вскрываемого трубопровода.

При использовании на вскрытии траншеи экскаваторов обычной конструкции, применяющиеся при строительстве трубопроводов, дно траншеи делают на 15-20 см выше верхней образующей вскрываемого трубопровода для предотвращения возможных повреждений стенок трубы рабочими органами землеройных машин. Грунт оставшийся над трубопроводом и с его боков, разрабатывают вручную.

Вскрытую поверхность трубопровода осматривают. Состояние стенки вскрытого трубопровода определяют при помощи ультразвукового импульсного толщиномера УИТ – Т – 9.

С помощью трубоукладчиков поднимают трубопровод в траншее на высоту до 0,4 м. Перекачку по трубопроводу на время его подъем прекращают.

Очистка наружной поверхности трубопровода от старой изоляции наложение нового изоляционного покрытия могут быть произведены механизированным способом – очистными машинами типа ОМС и изоляционными машинами типа УИМ, работающими на приподнятом трубопроводе.

При ручном способе производства очистные и изоляционные работы также выполняются на трубопроводе, уложенном в траншее на лежках. Изоляция участков трубы в местах опирания на лежки производится при укладке трубопровода на дно траншеи.

После изоляционных работ проверяется качество их выполнения искровым дефектоскопом. Затем трубопроводы укладываются на дно траншеи, как обычно, бульдозерами или грейдерами с образованием над трубой валика.


1.2.2 Ремонт трубопровода с подъемом его на бровку траншеи
Этот способ применим, когда возможно отклонение ремонтируемого участка от магистрали.

Определения положения трубопровода в грунте и вскрытие траншеи над трубопроводом производится аналогично описанному, в предыдущем способе.

Вскрытый трубопровод трубоукладчиками поднимают на бровку траншеи и укладывают на лежки на расстоянии 1,5 м от траншеи, после чего ремонтные операции производится аналогично предыдущему способу.
1.2.3 Ремонт трубопровода с подкопкой под трубу
Этот способ применяется при ремонте трубопроводов, прочность которых не позволяет их поднимать, а также трубопроводов на муфтовых соединениях, так как при их подъеме нарушается герметичность резьбовых муфт, а также и их прочность.

В начале производится определение положения трубопровода в грунте и его техническое состояния с помощью шурфов и предварительное вскрытие траншеи так же, как и в описании выше способах. Окончательно трубопровод вскрывают вручную участками по 15 м с подкопкой под трубу. Между закрытыми участками для подержания трубопровода составляют земляные перемычки (тумбы).

Подготовленные таким образом участки трубопровода ремонтируют следующим образом:

- с поверхности трубы вручную удаляют старую изоляцию;

- заворачивают выявленные после очистки дефекты в трубе;

- наносят вручную новое изоляционное покрытие;

- проверяют качество изоляции;

- под отремонтированные участки трубопровода вручную подбирают грунт и затем их засыпают.

После засыпки отремонтированных участков удаляют оставленные перемычки и выполняются аналогичные ремонтные работы на этих участках трубопроводах, после чего траншею засыпают окончательно грунтом с образованием валика.
1.2.4 Ремонт трубопровода путем замены труб новым
Суть этого способа заключается в том что, параллельно участку действующего трубопровода, намеченному для замены, укладываются новый трубопровод по обычной общестроительной технологий.

После готовности нового участка перекачка по трубопроводу останавливается, и газ из него выдавливается водой.

При этом необходимо учитывать изменения длины вворачиваемого участка трубопровода, в зависимости от температуры воздуха. Новый участок лучше всего вваривать рано утром, когда температура воздуха наименьшая. Стыки должны свариваться только опытными сварщиками. [5,6]
1.3 Выбор вида ремонта
Из представленных выше способов ремонта трубопровода выбираем ремонт трубопровода с подъемом его в траншее на лежки. Этот способ ремонта в настоящее время получил наибольшее распространение в практике ремонта изоляционных покрытий трубопровода всех диаметров.

2 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ


2.1 Расчет толщины стенки
Исходные данные

Диаметр трубопровода – D = 1420 мм,

Рабочее давление – Р = 7,5 МПа,

Временное сопротивление - = = 589 МПа,

Предел текучести - = = 461 МПа,

Модуль упругости стали Е = 2,1  105 МПа,

Удельный вес металла  = 78500 Н/м3.
2.1.1 Расчетное сопротивление металла труб
(3)

где - нормативное сопротивление, = 589 МПа;

m – коэффициент условий работы трубопровода, m = 0,75;

k1 – коэффициент надежности по материалу, k1 = 1,34;

kн - коэффициент надежности по назначению трубопровода kн = 1,0.

2.1.2. Толщина стенки нефтепровода
, (4)

где n – коэффициент надежности по нагрузке, n = 1,15,



2.1.3 Полученное расчетное значение толщины стенки округляем до большего по сортаменту = 18 м
Двн = Дн + 2 , (5)

Двн = 1420 + 2  18 = 1384 мм.


2.1.4 По СНИП 201.07-85 для района прокладки газопровода

tI = -15 0С tVIII = +20 0C,



I = 20 0С VII = 6 0C.

Нормативные значения температуры наружного воздуха в холодное и теплое время года.



= - 15-20 = -35 0С,

= +20+6 = +26 0С.

Расчетное значения



= - 35-6 = -41 0С,

= +26+3 = +29 0С.

Температурный период при замыкании в холодное время года


+19 – (-41) = +60 0С.
Температурный период при замыкании в теплое время года
+19 – (+29) = -10 0С.
В качестве расчетного температурного перепада принимаем наибольшее значение +60 0С.
2.1.5 Определяем продольные осевые напряжения по формуле:
(6)

где а1 = коэффициент линейного расширения металла трубы , град -1, для стали а1 = 1,2 10-5 град-1;

Е = переменный параметр упругости (модуль Юнга) МПа, для стали Е = 2,1 105 МПа,

2.1.6 Поскольку σпр.N1 < 0, т.е. имеют продольные осевые сжимающие напряжения, то необходимо определить коэффициент ψ1, учитывающий двухосное напряжение состояние металла труб:



(7)

.
2.1.7 Уточним толщину стенки с учетом наличия продольных осевых сжимающих напряжений:
, (8)


2.1.8 Поскольку уточненная расчетная толщина стенки не превышает δн принимаем толщину стенки по сортаменту δ = 18 мм
2.1.9 Внутренний диаметр Dвн = 1420 – 2  18 = 1384 мм.
2.1.10 Продольные осевые напряжения

2.1.11 Коэффициент






Проверка на прочность и по деформациям.
2.1.12 Определим кольцевые напряжения в стенке трубы от расчетного внутреннего давления

, (9)

2.1.13 Вычислим коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при сжимающих осевых напряжениях:



, (10)

.
2.1.14 Проверим выполнение условия прочности:

(11)

,

74,087 ≤ 99,23

Условие прочности выполняется.
2.1.15 Проверка на деформацию
2.1.15.1 Определим кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления:

, (12)

.

2.1.15.2 Проверим выполнение условия (12):



, (13)

,

Условие выполняется.


2.1.15.3 Вычисляем коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб по формуле

(14)


2.1.15.4 Рассчитываем максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий по формуле:

(15)

где Rmin – минимальный радиус изгиба оси трубопровода, Rmin = 1000м



,

.
2.1.15.5 Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопровода в продольном и кольцевом направлениях

(16)



Таким образом, окончательно с учетом всех проверок принимаем трубу

Dн= 1420 мм,



δ= 18 мм.















Список использованных источников





  1. Танасиева Т.Ф., Костенко И.Г., Беседина Т.Н., «Требования к оформлению текстовой документации выпускных квалификационных работ (дипломных проектов и дипломных работ)» Недра, 2018.-51 с

  2. Быков, Л.И. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов: учеб. пособие / Л.И. Быков, Ф.М. Мустафин, С.К. Рафиков и др. – Санкт-Петербург: Недра, 2006.-824 с

  3. Коршак, А.А. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: Учебник для вузов / А.А. Коршак, А.М.Нечваль – М.: Недра, 2008

  4. ВСН 014-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Охрана окружающей среды. - М.: ВНИИСТ, 1990

  5. ВСН 008-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция. - М.: ВНИИСТ, 1990.

  6. Шумайлов А.С., Гумеров А.Г., Молдованов ОМ. Диагностика магистральных трубопроводов. -М: Недра, 1992

  7. Шаммазов А.М., Коршак А.А., Коробков Г.Е., Султанов Н.Ф. Основы трубопроводного транспорта газа: Учебное пособие. - Уфа: Государственное издательство научно-технической литературы Реактив, 1996.- 152с.

  8. Магистральные трубопроводы. СНиП 2.05.06-85·. – М.: 1997. – 59с.

  9. Айбиндер А.Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость: Справ. пособие. - М.: Недра, 1991

  10. Душин В.А., Шаммазов А.М. Капитальный ремонт линейной части магистральных газопроводов: учеб. пособие- Уфа: ООО «Монография», 2008.- 272 с.

  11. РД-75.200.00-КТН-404-09 Нормы проектирования переходов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через водные преграды - М.: ООО «НИИ ТНН», 2013. - 144 с.

  12. СП 20.13330.2011 Нагрузки и воздействия. Актуализированная редакция СНиП 2.01.07-85 //Минрегион России. - М.: ОАО «ЦПП», 2011. - 96с.

  13. СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85· // Минрегион России.— М.: ГУП ЦПП, 2012. — 97 с.

  14. СП 45.13330.2012 Земляные сооружения, основания и фундаменты: Актуализированная редакция. Актуализированная редакция СНиП 3.02.01-87 / Мин-регион России 2012. - 190 с.

  15. СП 48.13330.2011 Организация строительства. Актуализированная редакция СНиП 12-01-2004 - М. : ОАО «ЦПП», 2011. - 23 с.

  16. СП 49.13330.2012 Безопасность труда в строительстве // Минрегион России.— М.: ГУП ЦПП, 2012. - 252 с.

  17. СП 86.13330.2014 Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП III-42-80 // Минрегион России.— М.: ГУП ЦПП, 2014. - 247 с.





Поделитесь с Вашими друзьями:


База данных защищена авторским правом ©psihdocs.ru 2019
обратиться к администрации

    Главная страница