Испытание трубопроводов
Выбор режима эксплуатации магистрального нефтепровода. Расчет и подбор трубопроводной арматуры для монтажа, запорно-регулирующей арматуры, быстросъемных затворов. Устройство и принцип действия дефектоскопов, используемых при обследовании резервуара.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | отчет по практике |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 25.06.2017 |
| Размер файла | 1,9 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
24
Размещено на http://www.allbest.ru/
Содержание
- 1. Пуско-наладочные работы
- 1.1 Использованное при испытании (трубопровода/резервуара) лабораторное электрохимическое оборудование
- 1.2 План ликвидации аварий
- 2. Определение рабочей точки нефтепровода
- 2.1 Выбор режима эксплуатации магистрального нефтепровода
- 2.2 Расчет и подбор трубопроводной арматуры для монтажа, запорно-регулирующей арматуры, быстросъемных затворов
- 2.3 Расчет центробежного насоса
- 2.4 Определение необходимого давления на входе в подпорный насос
- 2.5 Расчет и определение возможных утечек нефти в трубопроводе
- 3. Определение рабочей точки газопровода
- 3.1 Устройство и принцип действия дефектоскопов, используемых при обследовании резервуара
- 3.2 Измерение перепада давления и проверка степени загрязнения фильтра в газорегуляторном пункте
- 4. Ввод объекта в эксплуатацию
- 4.1 Выполнение расчета количества работающих магистральных насосных агрегатов на НПС
- 4.2 Эскизы схем ведения технологических процессов
- 4.3 Акт испытаний резервуаров на прочность и герметичность
- 4.4 Акт на скрытые работы по линейным сооружениям
- 4.5 Дефектная ведомость
1. Пуско-наладочные работы
1.1 Использованное при испытании (трубопровода/резервуара) лабораторное электрохимическое оборудование
Манометр МП3 - УУ2
Манометр МП3 - УУ2 - предназначены для измерения избыточного и вакуумметрического давления неагрессивных, некристаллизующихся по отношению к медным сплавам рабочих сред (жидкостей, пара и газа, в том числе кислорода, ацетилена, хладонов).
Применяются на предприятиях нефтегазовой и химической отрасли, на ТЭЦ и других предприятиях теплоэнергетики, на производственных предприятиях.
Диаметр корпуса - 100 мм.
Диапазон показаний приборов. кгс/см2:
МП3-У - от 0 до 0,6; 1; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 40; 60; 100; 160; 250; 400; 600 (жидкости, пар, газ, в т. ч. кислород) МП3-У - от 0 до 1000; 1600 (жидкости) МП3-У - от 0 до 0,6; 1; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 40; 60 (ацетилен) МП3-У - от 0 до 25 (фреоны и хладоны)
Класс точности:
По умолчанию предел допускаемой основной погрешности от верхнего предел показаний +/-1,5%
Манометр с трубкой Бурдона использует следующий принцип: под давлением среды консольно расположенный конец трубки Бурдона перемещается - трубка старается распрямиться. Величина этого перемещения пропорциональна величине давления.
Несложная рычажно-зубчатая передача приводит в движение стрелку, указывающую на шкале прибора величину давления.
Показания манометра измеряется в Паскалях.
Гидростатический уровнемер, используемый при испытании резервуара
Уровнемер - прибор, предназначенный для определения уровня содержимого в открытых и закрытых сосудах, резервуарах, хранилищах и других ёмкостях. Под содержимым подразумеваются разнообразные виды жидкостей, в том числе и газообразующие, а также сыпучие и другие материалы.
Основным принципом действия данного уровнемера является измерение гидростатического давления, оказываемого жидкостью.
Величина гидростатического давления Рг зависит от высоты столба жидкости h над измерительным прибором и от плотности этой жидкости с.
Измерение гидростатического давления может осуществляться различными способами, например:
манометром или датчиком давления, которые подключаются к резервуару на высоте, равной нижнему предельному значению уровня;
дифференциальным манометром, который подключается к резервуару на высоте, равной нижнему предельному значению уровня, и к газовому пространству над жидкостью;
измерением давления воздуха, прокачиваемого по трубке, опущенной в жидкость на фиксированное расстояние, и другими.
Рис. 1. Измерение уровня в резервуаре при помощи датчика избыточного давления
При измерении уровня гидростатическим способом погрешности измерения определяются классом точности измерительного прибора, изменениями плотности жидкости и колебаниями атмосферного давления.
Если резервуар находится под избыточным давлением, то к гидростатическому давлению жидкости добавляется избыточное давление над ее поверхностью, которое данной измерительной схемой не учитывается.
В связи с этим, более универсальными являются схемы измерения уровня с использованием дифференциальных датчиков давления (дифманометров). С помощью дифференциальных датчиков давления можно также измерять уровень жидкости в открытых резервуарах, контролировать границу раздела жидкостей.
резервуар трубопровод магистральный нефтепровод
1.2 План ликвидации аварий
При получении сообщения об аварии на нефтепроводе или падении давления на выкиде НПС или трассе нефтепровода, увеличении нагрузки на электродвигатели, оператор НПС должен сообщить об этом диспетчеру РДП и начальнику НПС.
Аварийно-восстановительные службы, обходчики нефтепроводов при осмотре трассы нефтепровода и обнаружении выхода нефти на поверхность земли, водоема, водотока должны:
сообщить о выходе нефти оператору НПС и диспетчеру РДП;
продублировать сообщение по телефону или рации с ближайшей НПС;
приступить к ликвидации аварии, действуя согласно ПЛА.
При облете трассы и обнаружении выхода нефти летный наблюдатель или бортовой оператор должны сделать круг над ближайшей НПС и сбросить вымпел с сообщением об обнаружении выхода нефти;
Патрульная группа, обнаружившая выход нефти, должна:
принять меры по предотвращению пожара, несчастных случаев;
закрыть задвижки по команде диспетчера РНУ;
обозначить место выхода и разлива нефти предупредительными знаками;
принять меры по локализации растекания нефти;
в случае выхода нефти вблизи населенного пункта обратиться за помощью к представителям местных властей для организации работ по предотвращению растекания нефти.
Диспетчер РДП, получив сообщение об аварии, обязан:
остановить перекачку нефти по аварийному участку нефтепровода и отключить аварийный участок в режиме телеуправления в соответствии с Регламентом действия оперативного персонала при аварийных ситуациях;
Меры по предупреждению развития аварии:
использование стационарных пожарных устройств на путях распространения пожара;
реализация предусмотренного планом режима работы дегазации;
Имеющимися силами и средствами необходимо:
прекратить работу производственного оборудования или перевести его в режим, обеспечивающий локализацию, ликвидацию аварии или пожара, в соответствии с ПБР;
оказать первую помощь пострадавшим при аварии или пожаре, удалить из помещения за пределы цеха или из опасной зоны наружных установок всех рабочих и инженерно - технических работников (ИТР), не занятых ликвидацией аварии или пожара. Доступ к месту аварии или пожара до их ликвидации должен производиться только с разрешения начальника цеха или руководителя аварийных работ;
в случае угрозы для жизни людей немедленно организовать их спасение, используя для этого все имеющиеся силы и средства;
вызвать пожарную часть, газоспасательную и медицинскую службы и привести в готовность средства пожаротушения;
на месте аварии или пожара и смежных участках прекратить все работы с применением открытого огня и другие работы, кроме работ, связанных с мероприятиями по ликвидации аварии или пожара;
принять все меры к локализации и ликвидации аварии или пожара с применением защитных средств и безопасных инструментов;
2. Определение рабочей точки нефтепровода
2.1 Выбор режима эксплуатации магистрального нефтепровода
1. Стационарный режим эксплуатации "горячего" трубопровода.
Горячий трубопровод - это система с температурой теплоносителей или продуктов, которая превышает температуру окружающей среды. Поток называется установившимся, если средняя скорость и расход в данном (одном и том же) сечении потока не меняются во времени, но поток является изменяющимся в пространстве.
Установившееся движение жидкости в трубопроводе описывается уравнением
Где: р - давление; с - плотность жидкости; л - коэффициент гидравлического сопротивления; х - длина; D - диаметр трубопровода; щ - средняя скорость движения жидкости; g - ускорение свободного падения; z - нивелирная высота.
2. Нестационарный режим эксплуатации "горячего" трубопровода.
"Горячие" трубопроводы значительную часть времени работают в нестационарном тепловом и гидравлическом режимах. Тепловая нестационарность, связанная с медленным прогревом или охлаждением окружающей трубопровод среды, может привести к остановке трубопровода из-за чрезмерного повышения потерь напора в трубопроводе - "замораживанию" его.
Течение жидкости в трубопроводе, при котором гидравлические параметры (давление, скорость, расход, температура и т.п.) зависят не только от координаты x вдоль оси трубопровода, но и от времени t, называется неустановившимся или нестационарным. Такие течения описываются функциями р (,t), v (x,t),Q (x, t), T (x, t) и др., определяющими как изменяются параметры течения в сечении x в зависимости от времени t.
Неустановившиеся процессы в трубопроводах возникают при пусках и остановках перекачки, включении или отключении отводов, работе запорной и регулирующей аппаратуры, а также при различных авариях - разрывах трубы и закупорках.
Для слабо сжимаемых жидкостей, каковыми являются нефть и нефтепродукты, неустановившиеся течения при полном заполнении сечений трубопровода жидкостью описываются дифференциальными уравнениями с частными производными,
X (x,t) +р c2 dv (x,t) = 0
служащими для определения двух неизвестных функций: p (x, t) - давления и v (x, t) - скорости течения жидкости.
2.2 Расчет и подбор трубопроводной арматуры для монтажа, запорно-регулирующей арматуры, быстросъемных затворов
Список необходимого слесарно-монтажного и контрольно-измерительного инструмента
Подбор трубопроводной арматуры:
Трубопроводная арматура выбирается следующим образом:
В первую очередь, уточняют условия работы оборудования - среду, её давление и температуру;
Определяют диаметр фланцев и метод управления (ручной, пневматический, дистанционный, электрический);
На основании полученной информации выбирают материал трубопроводной арматуры (чугун, сталь), её класс и тип (задвижки, вентили, краны или один из видов клапанов);
Проводят расчет допустимого гидравлического сопротивления, условного диаметра прохода и др коэффициентов и величин;
Заключительный этап выбора - определение варианта крепления трубопроводной арматуры.
После этого определяются уже её геометрические параметры. Размерами конкретных изделий пользуются при составлении проектов систем оборудования трубопроводов.
Организационно-технологическая схема работ при монтаже арматуры магистральных трубопроводов предусматривает целый ряд последовательных технологических процессов и операций.
Начинают работу с приёмки складирования материалов и оборудования, а далее по мере необходимости осуществляют их транспортировку непосредственно на трассу строящегося трубопровода.
В состав работ по монтажу трубопроводной арматуры входят:
1) Замеры
2) Подготовка конструкт элементов и труб к сварке:
Разметка, газовая резка, зачистка шлифмашинкой мест резки и др.
3) Сборка, центровка и сварка
4) Нанесение защитных покрытий на трубопровод и арматуру
2.3 Расчет центробежного насоса
1) Плунжерный насос одинарного действия обеспечивает расход перекачиваемой среды 4 м3/ч. Диаметр плунжера составляет 10 см, а длинна хода - 24 см. Частота вращения рабочего вала составляет 40 об/мин. Найти объемный коэффициент полезного действия насоса.
Порядок выполнения расчётов:
1. F = (р·dІ) /4 - площадь поперечного сечения плунжера; р = 3,14
2. Для поршневого насоса простого действия формула расхода будет выглядеть следующим образом:
Q = F·S·n·зV, где: Q - расход (м3/с)
F - площадь поперечного сечения поршня, м 2
S - длина хода поршня, м
n - частота вращения вала, сек-1
зV - объемный коэффициент полезного действия
3. Выразим коэффициент полезного действия:
зV= Q/ (F·S·n)
Расчет объемного коэффициента полезного действия насоса:
|
Дано: |
СИ: |
Решение: |
|
|
Q = 4 м3/ч D = 10 см |
0,001 мі/c 0,1 м |
F = (р·dІ) /4 = (3,14* 0,12) /4 = 0,00785 мІ зV = Q/ (F·S·n) = 0,001/ (0,00785*0,24*0,6) =0,88 |
|
|
S = 24 см |
0,24 м |
||
|
n = 40 об/мин |
0,6 об/cек |
||
|
Ответ: объемный коэффициент полезного действия насоса зV = 0,88; КПД = 88% |
2) Двухпоршневой насос двойного действия создает напор 160 м при перекачивании масла с плотностью 920 кг/м3. Диаметр поршня составляет 8 см, диаметр штока - 1 см, а длинна хода поршня равна 16 см. Частота вращения рабочего вала составляет 85 об/мин. Необходимо рассчитать необходимую мощность электродвигателя (КПД насоса и электродвигателя принять зV (здв) = 0,95, а установочный коэффициент л = 1,1).
Порядок выполнения расчётов:
Площади поперечного сечения поршня и штока: F1 = (р·dІ) /4; F2 = (р·dІ) /4
Производительность насоса находится по формуле: Q = N (2F1 - F2) ·S·n
n - частота вращения вала, сек-1
S - длина хода поршня, м
Полезная мощность насоса: NП = с·g·Q·H, где NП - полезная мощность, Вт
с - плотность перекачиваемой среды, кг/м3
g - ускорение свободного падения, м/с2
Q - расход, м3/сH - общий напор, м
зV - объемный коэффициент полезного действия
Расчет необходимой мощности электродвигателя:
|
Дано: |
СИ: |
Решение: |
|
|
H = 160 м |
F1 = (р·dІ) /4 = (3,14*0,082) /4 = 0,005024 м2 F2 = (р·dІ) /4 = (3,14*0,012) /4 = 0,0000785 м2 Q = N (2F1 - F2) ·S·n = 2* (2*0,005024-0,0000785) *0,16*1,4 = 0,0045195 м3/час NП = с·g·Q·H = 920*9,8*0,0045195 *160 = 6526,3 Вт = 6,53 кВт Nуст = 6526,3/ (0,95*0,95) *1,1 = 7954,5 Вт = 7,95 кВт |
||
|
с = 920 кг/с |
|||
|
d1 = 8 см |
0,8 м |
||
|
d2 =1 cм |
0,01 м |
||
|
S = 16 см |
0,16 м |
||
|
n = 85 об/мин |
1,4 об/сек |
||
|
здв = 0,95 |
|||
|
л = 1,1 |
Ответ: Полезная мощность насоса = 6,53 кВт; Итоговая установочная мощность = 7,95 кВт; |
||
|
g = 9,8 м/с2 |
2.4 Определение необходимого давления на входе в подпорный насос
Алгоритм определения давления:
Определяем среднюю скорость нефти в трубопроводе по формуле:
х = (4*Q) / (р*d2вн),
где Q - подача на соса, (м3/час); dвн - внутренний диаметр трубопровода, (м). Внутренний диаметр трубопровода определяется по формуле, (м):
dвн = D - 2Чд
Скорость нефти во входном патрубке насоса определяется по формуле, (м): хвх= х Ч (dвн/ dвх) 2, где dвх - диаметр входного патрубка насоса, (м)
Определим число Рейнольдса по формулам:
Re = х Ч dвнv
Re = хвхЧdвхv
Определим коэффициент гидравлического сопротивления в трубопроводе по формуле:
л = 0,11Ч (е + (68/Re)) 0.25,
где е =3,9*10-4 - относительная шероховатость труб
Определим гидравлический уклон трубопровода:
Определяем потери напора в трубопроводе, (м):
hT= i ЧL
Напор на входе в насос определяется по формуле:
,
где Нвзл - принимается равной взливу "местного" остатка 0,3 м;
2.5 Расчет и определение возможных утечек нефти в трубопроводе
1. Для определения места и величины утечек транспортируемого продукта используют сочетание пассивных и активных методов. При пассивном методе выявление утечек определяется по данным слежения за ведением технологического процесса перекачки, а при активно путём пропуска диагностирующих устройств.
Пассивные методы:
· по балансу перекачки:
· сопоставление давлений вдоль трассы с давлением при нормальном режиме эксплуатации трубопровода;
· сопоставление расходов по участкам трубопровода;
· анализ прохождения ударных волн.
Активные методы:
· пропуск диагностирующих зондов с использованием акустических, электромагнитных и других методов;
· пропуск в поток и фиксация различного типа сред - "меток", контроль акустических шумов, внешних признаков утечки при осмотре трассы с поверхности земли;
· использование различного типа излучений (инфракрасного, ультразвукового и т.д.) для контроля утечек с воздуха, так и с поверхности земли.
Метод сопоставления давлений вдоль трассы с давлением до повреждения позволяет определить только крупные повреждения.
Метод сопоставления расходов по участкам трубопровода применяется при использовании расходомеров класса точности 0,2 - 0,5%.
Полные разрывы стыков труб, а также разрывы продольных и спиральных швон определяются по падению напора и увеличению расхода (при центробежных насосах). Если напор до разрыва был Н, то ему соответствовала линия с гидравлическим уклоном i1. После разрыва трубопровода напор снизился до Н1, теперь ему соответствует линия с гидравлическим уклоном i2, которая наносится на профиль трубопровода через точку Н1параллельно. Точка пересечения новой линии гидравлического уклона с линией профиля является наиболее вероятным местом разрыва. Сюда и следует направлять обходчиков или подвижные ремонтные бригады.
Если через разрывы вытекает только часть перекачиваемого нефтепродукта, а остальная поступает на конечный пункт трубопровода, то новая линия гидравлического уклона определяется по количеству откачанного нефтепродукта с головной перекачивающей станции и количеству поступившего нефтепродукта на конечный пункт. До повреждения трубопровода с головной перекачивающей станции откачивалось Q нефтепродукта и столько же поступало на конечный пункт. После повреждения количество откачанного нефтепродукта Q осталось прежним (при поршневых насосах, работающих при постоянной частоте вращения электропривода) или несколько возросло до Q1 (при цетробежных насосах, способных увеличивать свою подачу при уменьшении сопротивления перекачки). Поступление нефтепродукта на конечный пункт в обоих случаях стало меньше откачанного. На профиль наносят линии гидравлических уклонов i1 и i2. Точка пересечения их указывает наиболее вероятное место повреждения трубопровода.
Способ обнаружения утечек жидкости из трубопровода "по балансу перекачки" - по изменениям расхода жидкости и линии гидравлического уклона трубопровода путем графического построения или аналитического расчета, в котором контролируемый линейный участок трубопровода разбивают на два соседних сегмента и с помощью датчиков давления, размещенных на концах каждого из них, производят измерение потерь давления на трение (гидравлические уклоны каждого сегмента), по которым определяют массовые расходы жидкости на каждом сегменте G1-2 (i1-2), G2-3 (i2-3) и производят периодический контроль значения дебаланса массовых расходов в выражении.
G1-2 (i1-2) - G2-3 (i2-3) =|епор|,
где епор - пороговое значение дебаланса расходов жидкости, определяют по параметрам перекачки в штатном режиме (до утечки), а массовые расходы определяют по формулам:
для области гладкого трения;
для области смешанного трения;
где А=g· (с·р) 1,75·d4,75·40,25; В=0,3164·8·н0,25;
с - плотность жидкости, кг/м3; d - диаметр трубы, м; н - кинематическая вязкость жидкости, м2/с; P - давление, Н/м2; z - геодезическая отметка, м; L - длина трубопровода (сегмента), м; g - ускорение свободного падения, м/с2; k - коэффициент шероховатости трубы; i - гидравлический уклон, м/м; "н", "к" - индексы, соответственно начала и конца контролируемого сегмента - для первого сегмента "1-2", для второго сегмента "2-3".
3. Определение рабочей точки газопровода
3.1 Устройство и принцип действия дефектоскопов, используемых при обследовании резервуара
Дефектоскоп ультразвуковой УСД-50 предназначен для контроля продукции на наличие дефектов (обнаружения дефектов), типа нарушения сплошности и однородности различных материалов, полуфабрикатов, готовых изделий и сварных соединений, для измерения глубины и координат залегания дефектов, измерения толщины изделий и скорости распространения ультразвуковых колебаний (УЗК) в материале, с использованием пьезоэлектрических преобразователей (ПЭП) работающих на частотах от 0,5 до 15 МГц.
В основу работы дефектоскопа заложена способность УЗК распространяться в контролируемых изделиях и отражаться от внутренних дефектов и граней изделий. Принятый сигнал усиливается, после чего преобразуется в цифровую форму, обрабатывается микропроцессором и в графическом и цифровом виде отображается на индикаторе.
Схема дефектоскопа:
Разрешение проводимого ультразвукового метода дефектоскопии определяется длиной звуковой волны - при размере препятствия меньше четверти длины волны волна от него практически не отражается. Излучение ультразвука проводится с помощью специального резонатора, который преобразует электрические колебания в акустические и вводит их в исследуемый материал. При этом отраженные сигналы преобразуются в электрические. Именно они и регистрируются затем измерительными цепями.
Многообразие самых различных задач, которые возникают при необходимости проведения мероприятий по реализации ультразвукового метода неразрушающего контроля, привело к появлению целого ряда различных способов такого контроля. Довольно широкое распространение в современной практике ультразвукового контроля качества нашли импульсные и резонансные методы, а также методы акустического импеданса, акустической эмиссии и свободных колебаний.
3.2 Измерение перепада давления и проверка степени загрязнения фильтра в газорегуляторном пункте
Наиболее информативным параметром, характеризующим степень загрязнения фильтра, является разность (перепад) давлений до и после фильтра, которая определяется по формуле:
· где ж - коэффициент гидравлического сопротивления фильтра;
· с - плотность газа (зависит от его состава, прямопропорциональна абсолютному давлению и обратно пропорциональна абсолютной температуре газа);
· Q - объемный расход газа при рабочих условиях (давлении и температуре),
· D - внутренний диаметр трубопровода.
Из формулы видно, что по мере загрязнения фильтрующего элемента (при условии обеспечения постоянства расхода в трубопроводе и, соответственно, через фильтр) коэффициент гидравлического сопротивления фильтра ж увеличивается, что эквивалентно уменьшению пропускной способности фильтрующего элемента, а разность давлений ДP растет. Отсюда непосредственно вытекает необходимость контроля загрязнения фильтра по изменению перепада давлений на фильтрующем элементе.
Выбор приборов контроля перепада давлений
При выборе приборов контроля перепада давлений на фильтрах следует также учитывать современные требования по обеспечению возможности дистанционной передачи информации о контролируемом параметре на внешние устройства верхнего уровня.
В частности, согласно пунктам 9.4 и 9.7 стандарта СТО "Газпромрегионгаз" 7.1-2011 "Технические требования к материалам, оборудованию и технологическим схемам блочных газорегуляторных пунктов, шкафных пунктов редуцирования газа" [2], "блочные
газорегуляторные пункты (ГРП) и шкафные пункты редуцирования газа должны оборудоваться комплексом средств автоматизации, обеспечивающим мониторинг
состояния входящих в них технических устройств и пунктов в целом за счет применения датчиков и сигнализаторов, работающих в автоматическом режиме".
Следовательно, применяемые в ГРП газовые фильтры должны оснащаться устройствами контроля перепада давления, способными регистрировать и автоматически передавать информацию в систему диспетчеризации о выходе контролируемого параметра за установленные пределы. Более того, с учетом большого разброса значений максимально допустимого перепада давлений на газовых фильтрах различных производителей, приборы контроля должны иметь возможность оперативной настройки порога срабатывания сигнализирующего устройства прибора контроля, в том числе непосредственно на месте эксплуатации.
4. Ввод объекта в эксплуатацию
4.1 Выполнение расчета количества работающих магистральных насосных агрегатов на НПС
Определим расчетную толщину стенки трубопровода д (с округлением до номинальной толщины стенки в большую сторону), мм по формуле:
,
где Ку р - коэффициент условий работы трубопровода;
Kн р - коэффициент надёжности по внутреннему рабочему давлению в трубопроводе;
Рдоп - допустимое давление в трубопроводе, МПа;
Определим внутренний диаметр трубопровода dвн, мм по формуле:
dвн = Dн - 2 б
Определим плотность перекачиваемой нефти, кг/м3
pt = pст - г (tП.Н. - tст)
Определим расчетный часовой Qч (для выбора марки насоса) и секундный Qc, (для гидравлического расчёта) расходы нефти по формуле:
м3/ч;, Qc = Qч /3600, м3/с;
Определим скорость перекачки V, м/с по формуле:
В соответствии с расчётной часовой пропускной способностью Qч, м3/ч выберем марку основного магистрального насоса (НМ)
4.2 Эскизы схем ведения технологических процессов
Системы перекачки:
а - постанционная; б - через резервуар; в - с подключенными резервуарами; г - из насоса в насос; I - предыдущая НПС; II - последующая НПС; 1 - резервуар; 2 - насосная станция.
При постанционной системе перекачки нефть принимается поочередно в один из резервуаров станции, а ее подача на следующую станцию осуществляется из другого резервуара. Это позволяет организовать учет перекачиваемой нефти на каждом перегоне между станциями и благодаря этому своевременно выявлять и устранять возникающие утечки. Однако при этой системе перекачки значительны потери от испарения.
Система перекачки "через резервуар" обеспечивает мягкую перекачку (в резервуарах происходит гашение волн избыточного давления, возникающих при пусках и остановках насосных агрегатов), но постоянный приток и отбор нефти из резервуара способствуют более интенсивному испарению легких фракций.
Более совершенна система перекачки "с подключенными резервуарами", которая применяется на промежуточных НПС при необходимости компенсации неравномерности производительности на смежных участках. Нефть или нефтепродукт с подающей насосной станции поступает непосредственно на насосы последующей станции. Подключенный к трубопроводу резервуар служит для соседних станций буфером, сглаживающим их несогласованную (несинхронную) работу. Когда производительность подающей насосной станции выше последующей, излишки нефти поступают в резервуар. Если же с меньшей производительностью работает подающая станция, то последующая станция компенсирует недостаток нефти из резервуара.
Наиболее предпочтительна с точки зрения сокращения потерь нефти система перекачки "из насоса в насос. Этот режим позволяет максимально герметизировать перекачку и тем самым предотвратить потери нефти и нефтепродукта от испарения. Кроме того, он создает наиболее благоприятные условия для последовательной перекачки нескольких сортов нефтепродуктов по одному трубопроводу. Перекачка из насоса в насос применяется в тех случаях, когда соседние насосные станции оборудованы центробежными насосами.
4.3 Акт испытаний резервуаров на прочность и герметичность
4.4 Акт на скрытые работы по линейным сооружениям
4.5 Дефектная ведомость
Устранение выявленных дефектов
(дефекты сварных соединений, стенки грубы, изоляции и пр.).
Причины возникновения дефектов трубопроводных систем
1) Продир - дефект поверхности в виде широких продольных углублений, образующихся от резкого трения проката о детали прокатного и подъемно-транспортного оборудования. Требуется внешний осмотр и устраняется шлифовкой.
2) Газовая раковина - дефект в виде полости образованной выделившимися из металла или внедрившимися в металл газами. Устраняется заваркой заплатки.
3) Надрывы - дефект поверхности в виде поперечных несквозных разрывов на тонких листах, образующихся при прокатке в местах забоин, углублений от зачистки, раскатанных загрязнений и окалины. Устраняется шлифовкой.
4) Царапина - дефект поверхности, представляющий собой углубление неправильной формы и произвольного направления, образующегося в результате механических повреждений, в том числе при складировании и транспортировании металла. Устраняется шлифовкой.
5) Волосовина - дефект поверхности в виде нитевидных несплошностей в металле, образовавшихся при деформации имеющихся в нем неметаллических включений. Удаляют шлифовкой.
6) Расслоение - дефект поверхности в виде трещин на кромках и торцах листов, образовавшихся при наличии в металле усадочных дефектов, внутренних разрывов, повышенной загрязненности неметаллическими включениями и при пережоге. Устраняется шлифовкой.
7) Коррозия пятнами - местная коррозия металла в виде отдельных пятен. Устраняется зачисткой, шлифовкой, покраской.
8) Трещина напряжения - дефект поверхности, представляющий собой разрыв металла, идущий вглубь под прямым углом к поверхности, образовавшийся вследствие напряжений, связанных со структурными превращениями или неравномерным нагревом и охлаждением. Требуется удалить, зачистить, подварить.
9) Коррозионная язва - местное коррозионное разрушение, имеющее вид отдельной раковины. Устраняется зачисткой, шлифовкой, покраской.
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Назначение запорно-регулирующей арматуры в технологических обвязках компрессорной станции. Сведения о промышленной трубопроводной арматуре. Конструктивные особенности, номинальный размер и виды запорной арматуры. Типы ее соединений с трубопроводами.
курсовая работа [579,5 K], добавлен 11.04.2016Разработка технологического процесса изготовления деталей для запорно-регулирующей арматуры газо- и нефтепроводов. Проект механического цеха: расчет контрольных и станочных приспособлений; экономические показатели, охрана труда и техника безопасности.
дипломная работа [1,7 M], добавлен 16.02.2011Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода, определение диаметра и толщины стенки трубопровода, выбор насосного оборудования. Расчет на прочность и устойчивость, выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода.
курсовая работа [129,7 K], добавлен 26.06.2010Технологический расчет нефтепровода и выбор насосно-силового оборудования. Определение длины лупинга и расстановка нефтеперекачивающей станции по трассе нефтепровода. Расчет режима работы нефтепровода при увеличении производительности удвоением станций.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 14.05.2021Классификация и применение электросварных и асбестоцементных труб. Достоинства и недостатки, применение фланцевых соединений трубопроводов и арматуры. Прокладка трубопроводов в каналах. Классификация трубопроводной арматуры по технологическому назначения.
контрольная работа [2,2 M], добавлен 18.01.2010Монтаж трубопроводов, проектно-техническая документация: технологические схемы, монтажные чертежи, спецификации труб, запорно-регулирующей арматуры; подготовительные работы. Ремонт конденсаторов, порядок операций после подготовки отключенного аппарата.
реферат [21,4 K], добавлен 23.06.2011Общая характеристика газового оборудования печей и котлов: горелочных устройств, газовых трубопроводов, трубопроводной арматуры. Классификационные признаки горелок и их характеристики. Виды арматуры: запорная, предохранительная, аварийная и отсечная.
реферат [169,5 K], добавлен 25.05.2014Оборудование и работа насосной станции. Правила эксплуатации трубопроводной арматуры. Разработка технологического процесса ремонта задвижек. Объём работ и периодичность технического обслуживания запорной арматуры. Износ деталей и методы восстановления.
курсовая работа [711,1 K], добавлен 26.07.2015Расчет производительности насосной станции второго подъема. Построение ступенчатого и интегрального графиков водопотребления. Расчет регулирующей вместимости водонапорной башни при равномерной работе станции. Выбор оборудования и трубопроводной арматуры.
курсовая работа [46,0 K], добавлен 23.12.2012Обоснование проводимых работ по капитальному ремонту участка нефтепровода. Проведение сварочно-монтажных работ и рекультивации земель. Строительство трубопроводов на болотах. Очистка полости и испытание. Расчет режимов ручной электродуговой сварки.
дипломная работа [317,1 K], добавлен 31.05.2015
