Технологические трубопроводы

Размещено на http://www.allbest.ru/

КУРСОВАЯ РАБОТА

По дисциплине: Эксплуатация и ремонт оборудования нефтеперекачивающих и компрессорных станций

ТЕМА: Технологические трубопроводы



Оглавление

Введение

1. Теоретическая часть

1.1 Устройство и принцип действия.

1.2 Правила эксплуатации, описание видов ремонтов для данного оборудования.

1.3 Определение слабого звена. Подбор и основание стратегии ТОР.

2. Термодинамический расчет простой ГТУ с регенератором

Заключение

Список используемой литературы



Введение

Так как современные нефтебазы - это сложные комплексы инженерно-технических сооружений, связанные между собой технологическими процессами, обеспечивающими прием, хранение и снабжение потребителей нефтью и нефтепродуктами, то выполнение всех основных операций на нефтебазах: перевалку нефти и нефтепродуктов крупными партиями с одного вида транспорта на другой, отпуск потребителю через сеть филиалов и автозаправочных станций, прием нефти и нефтепродуктов из магистральных и распределительных трубопроводов, нефтеналивных судов и барж, железнодорожных цистерн - невозможно представить без технологических трубопроводов.

Технологические трубопроводы работают в разнообразных условиях, находятся под воздействием значительных давлений и высоких температур, подвергаются коррозии и претерпевают периодические охлаждения и нагревы. Их конструкция делается все более сложной за счет увеличения рабочих параметров транспортируемого продукта и роста диаметров трубопроводов и ужесточения требований к надежности эксплуатируемых систем.

Затраты на сооружение и монтаж (см. Рис. 1)трубопроводов могут достигать 30% стоимости всего предприятия. В связи с этим делом первостепенной важности специализированных проектных, строительных и эксплуатирующих организаций являются техническое совершенствование и перевооружение технологических схем на основе внедрения новейших достижений науки и использования передовой техники. От правильного выбора конструкций, качественного изготовления элементов и организации строительства зависят экономия материальных ресурсов и сокращение потерь перекачиваемого продукта

1. Теоретическая часть

1.1 Устройство и принцип действия

Трубопровод - сооружение, состоящее из плотно соединенных между собой труб, деталей трубопроводов, запорно-регулирующей аппаратуры, контрольно-измерительных приборов, средств автоматики, опор и подвесок, крепежных деталей, прокладок, материалов и деталей тепловой и противокоррозионной изоляции и предназначенное для транспортировки жидких и твердых нефтепродуктов.

Рис.2 - технологический трубопровод

К технологическим (см. Рис.2) относятся находящиеся в пределах нефтебазы трубопроводы, по которым транспортируют различные вещества, в том числе сырье, полуфабрикаты, промежуточные и конечные продукты, отходы производства, необходимые для ведения технологического процесса или эксплуатации оборудования.

Основная характеристика трубопровода - внутренний диаметр, определяющий его проходное сечение, необходимое для прохождения заданного количества вещества при рабочих параметрах эксплуатации (давление, температура, скорость). При строительстве трубопроводов для сокращения количества видов и типоразмеров входящих в состав трубопроводов соединительных деталей и арматуры используют единый унифицированный ряд условных проходов.

Классификация трубопроводов

Технологические трубопроводы классифицируют по роду транспортируемого вещества, материалу труб, рабочим параметрам, степени агрессивности среды, месту расположения, категориям и группам:

· По роду транспортируемого вещества

· По материалу, из которого изготовлены трубы

· По условному давлению транспортируемого вещества

· По температуре транспортируемого вещества

По месторасположению трубопроводы бывают внутрицеховые, соединяющие отдельные аппараты и машины в пределах одной технологической установки или цеха и размещаемые внутри здания или на открытой площадке, и межцеховые, соединяющие отдельные технологические установки, аппараты, емкости, находящиеся в разных цехах.

Стальные трубопроводы разделяют на категории в зависимости от рабочих параметров /температуры и давления/ транспортируемого по трубопроводу вещества и группы в зависимости от класса опасности вредных веществ и показателей пожарной опасности веществ.

По степени воздействия на организм человека все вредные вещества разделяют на четыре класса опасности /ГОСТ 12.1.005-76 и ГОСТ 12.1.007-76/: 1 - чрезвычайно опасные, 2 - высокоопасные, 3 - умеренно опасные, 4 - малоопасные.

По пожарной опасности /ГОСТ 12.1.004-76/ вещества бывают: негорючие НГ, трудногорючие - ТГ, горючие - ГВ, горючая жидкость - ГЖ, легковоспламеняющаяся жидкость - ЛВЖ, горючий газ - ГГ, взрывоопасные - ВВ.

В общем случае категория трубопровода устанавливается проектом, при этом определяющим является тот параметр трубопровода, который требует отнесения его к наибольшей категории

1.2 Правила эксплуатации. Основные виды ремонта

Общие Положения правил эксплуатации

Область применения

Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов распространяются на проектирование, устройство, изготовление, монтаж, эксплуатацию и ремонт стационарных стальных технологических трубопроводов, предназначенных для транспортирования газообразных, парообразных и жидких сред в диапазоне от остаточного давления (вакуум) 0,001 МПа (0,01 кгс/кв. см) до условного давления 320 МПа (3200 кгс/кв. см) и рабочих температур от минус 196 до плюс 700° C на химических, нефтехимических, нефтеперерабатывающих, газоперерабатывающих, химико - фармацевтических, целлюлозно - бумажных, микробиологических, коксохимических, нефте- и газодобывающих предприятиях.

Наряду с настоящими Правилами при проектировании, строительстве и эксплуатации технологических трубопроводов следует руководствоваться также соответствующими разделами Строительных норм и Правил (СНиП), соответствующими правилами Госгортехнадзора России и другими обязательными нормами и правилами.

При проектировании и эксплуатации трубопроводов жидкого и газообразного хлора наряду с настоящими Правилами надлежит руководствоваться Правилами безопасности при производстве, хранении, транспортировании и применении хлора (ПБХ-93).

При проектировании и эксплуатации трубопроводов, транспортирующих газ, содержащий сероводород, наряду с настоящими Правилами следует руководствоваться отраслевыми НТД, согласованными с Госгортехнадзором России, и рекомендациями специализированных научно - исследовательских организаций.

В зависимости от рабочего давления технологические трубопроводы, на которые распространяется действие настоящих Правил, подразделяются на технологические трубопроводы низкого давления с условным давлением до 10 МПа (100 кгс/кв. см) включительно и технологические трубопроводы высокого давления с условным давлением свыше 10 МПа (100 кгс/кв. см) до 320 МПа (3200 кгс/кв. см).

Допускается разработка отраслевых нормативных документов, регламентирующих условия и требования конкретной отрасли, в пределах основных положений и требований настоящих Правил.

Основные положения

Настоящие Правила устанавливают основные технические требования к проектированию, устройству, изготовлению, монтажу, эксплуатации и ремонту технологических стальных трубопроводов, а также условия выбора и применения труб, деталей трубопроводов, арматуры и основных материалов. Соблюдение настоящих Правил обязательно для всех предприятий и организаций, занимающихся проектированием, изготовлением, монтажом и эксплуатацией технологических трубопроводов, независимо от ведомственной подчиненности и организационно - правовых форм.

Для труб, арматуры и соединительных частей трубопроводов условные (Pу) и соответствующие им пробные (Pпр), а также рабочие (Pраб) давления определяются по ГОСТ 356. При отрицательной рабочей температуре среды условное давление определяется при температуре плюс 20 °C.

При расчете толщины стенок трубопроводов прибавку на компенсацию коррозионного износа к расчетной толщине стенки нужно выбирать исходя из условия обеспечения необходимых сроков службы трубопровода в соответствии с действующими нормативами по применению материалов в технологических процессах и скорости коррозии.

В зависимости от скорости коррозии углеродистых сталей среды подразделяются на:

· неагрессивные и малоагрессивные - со скоростью коррозии до 0,1 мм/год;

· среднеагрессивные - со скоростью коррозии 0,1 - 0,5 мм/год;

· высокоагрессивные - со скоростью коррозии свыше 0,5 мм/год.

В период эксплуатации трубопроводов следует осуществлять постоянный контроль за состоянием трубопроводов и их элементов (сварных швов, фланцевых соединений, арматуры), антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций и т.д. с записями результатов в эксплуатационном журнале.

Контроль безопасной эксплуатации трубопроводов осуществляется в установленном порядке.

При периодическом контроле следует проверять:

· техническое состояние трубопроводов наружным осмотром и, при необходимости, неразрушающим контролем в местах повышенного коррозионного и эрозионного износа, нагруженных сечений и т.п.;

· устранение замечаний по предыдущему обследованию и выполнение мер по безопасной эксплуатации трубопроводов;

· полноту и порядок ведения технической документации по обслуживанию, эксплуатации и ремонту трубопроводов.

Трубопроводы, подверженные вибрации, а также фундаменты под опорами и эстакадами для этих трубопроводов в период эксплуатации должны тщательно осматриваться с применением приборного контроля за амплитудой и частотой вибрации. Максимально допустимая амплитуда вибрации технологических трубопроводов составляет 0,2 мм при частоте вибрации не более 40 Гц.

Выявленные при этом дефекты подлежат устранению.

Сроки осмотров в зависимости от конкретных условий и состояния трубопроводов устанавливаются в документации, но не реже одного раза в 3 месяца.

Наружный осмотр трубопроводов, проложенных открытым способом, при периодических обследованиях допускается производить без снятия изоляции. В необходимых случаях проводится частичное или полное удаление изоляции.

Наружный осмотр трубопроводов, уложенных в непроходимых каналах или в земле, производится путем вскрытия отдельных участков длиной не менее 2 м. Число участков устанавливается в зависимости от условий эксплуатации.

Если при наружном осмотре обнаружены неплотности разъемных соединений, давление в трубопроводе должно быть снижено до атмосферного, температура горячих трубопроводов - до плюс 60°С, а дефекты устранены с соблюдением необходимых мер безопасности.

При обнаружении дефектов, устранение которых связано с огневыми работами, трубопровод должен быть остановлен, подготовлен к проведению ремонтных работ в соответствии с нормативно-технической документацией по промышленной безопасности.

При наружном осмотре проверяется вибрация трубопроводов, а также состояние:

· изоляции и покрытий;

· сварных швов;

· фланцевых и муфтовых соединений, крепежа и устройств для установки приборов;

· опор;

· компенсирующих устройств;

· дренажных устройств;

· арматуры и ее уплотнений;

· реперов для замера остаточной деформации;

· сварных тройниковых соединений, гибов и отводов

Правила выполнение ремонтных и монтажных работ

1. Ремонтные и монтажные работы на трубопроводах производятся после выполнения подготовительных работ.

2. Переустройство и реконструкция трубопроводов допускается после изменения проектной документации. Ремонт трубопроводов выполняется на основании актов ревизии и отбраковки с приложением выкопировки из схем трубопроводов.

3. Узлы, детали и материалы, применяемые при выполнении ремонтных и монтажных работ, объем и методы их контроля должны соответствовать установленным требованиям. Элементы трубопроводов, не имеющие сертификатов или паспортов, можно применять только для трубопроводов II категории и ниже при условии проверки и испытания в соответствии с государственными стандартами, нормалями и техническими условиями. Трубы, фланцы и фасонные детали трубопроводов из легированных сталей, независимо от наличия сертификата и заводской маркировки (Ру, Dy, марка стали), допускается применять для трубопроводов только после проверки марки стали (химический анализ, стилоскопирование и т.п.).

4. Все узлы и детали перед ремонтными и монтажными работами должны проверяться. Поверхности труб, фасонных деталей, фланцев, прокладок, корпусов и крышек арматуры не должны иметь трещин, раковин, плен, заусенцев и других дефектов, снижающих их прочность и работоспособность.

5. Арматуру, предназначенную для установки на трубопроводах высокого давления и I категории, а также всю арматуру (независимо от категории трубопровода) с просроченными сроками перед установкой необходимо подвергнуть проверкам, в т.ч. гидравлическому испытанию на прочность и плотность. При необходимости проводится экспертиза промышленной безопасности.

6. При выполнении ремонтно-монтажных работ следует руководствоваться требованиями настоящих Правил.

7. При изготовлении разметка труб и деталей производится способами, не нарушающими качества последних и обеспечивающими четкое нанесение на заготовках осевых линий, размеров и форм, необходимых при изготовлении деталей и сборке их в узлы.

8. Резку труб допускается производить газопламенным, плазменным и механическим способами. Способы резки выбирают в зависимости от марки стали, размеров труб и способа соединения с обеспечением требований к качеству и чистоте поверхности. Предпочтение следует отдавать резке труб механическим способом, особенно труб из легированной стали.

9. При резке труб на каждый вновь образованный конец должна переноситься маркировка завода-изготовителя.

10. Технология сварки и сварочные материалы должны соответствовать установленным требованиям.

11. Контроль качества сварных соединений следует производить в соответствии с установленными требованиями.

12. Резьбовые концы труб выполняются в соответствии с требованиями государственных стандартов.

13. К ремонтным работам допускается персонал, обученный и аттестованный в установленном порядке.

1.3 Техническое обслуживание технологических трубопроводов

Техническое состояние технологических трубопроводов газоперекачивающих компрессорных станций (КС) с увеличением сроков их эксплуатации, требует разработки системы специальных мероприятий по обеспечению заданного уровня надежности, так как эксплуатация за пределами расчетного ресурса сопровождается повышением вероятности аварий, в том числе и с тяжелыми экологическими последствиями. В настоящее время, внедрение инновационных средств технической диагностики позволило заменить традиционную систему эксплуатации с регламентным ремонтно-техническим обслуживанием - на эксплуатацию по техническому состоянию, т.е. к обслуживанию в зависимости от степени риска, от реального состояния и фактических характеристик объектов. Для выполнения существующих повышенных требований к экологической и технической безопасности - требуется развитие и внедрение единой системы экспертно-диагностического обслуживания (ЭДО) трубопроводов, являющейся важным инструментом реализации стратегии эффективного управления основных фондов.

Основные элементы экспертно-диагностического обслуживания

· Контроль технического состояния - оценка технического состояния технологических трубопроводов и оборудования и сопоставление фактических параметров с проектными параметрами;

· Техническое обслуживание - работы по поддержанию работоспособного и исправного состояния технологических трубопроводов и оборудования в процессе эксплуатации;

· Ремонт - комплекс операций по восстановлению исправного и работоспособного состояния технологических трубопроводов и оборудования;

· Замена оборудования - работы связанные с выводом из эксплуатации, демонтажем, ликвидацией оборудования и заменой его на новое оборудование.



2. Термодинамический расчет простой ГТУ с регенератором

Исходные данные:

N_гту = 1,5 мВт;

?_мт = 0,9;

?_мк = 0,87;

V_o =3,4;

Q_н = 10000;

= 5 °С;

= 1200 °С;

С_рв = 1,006;

С_рг = 0,835;

К_в = 1,40

К_г = 1,3

= 6,1;

= 1;

?_т= 0,44;

?_к= 0,61;

?_кс= 0,85;

= 0,82.

1. Степень повышения давления, адиабатного КПД турбины и компрессора определяется из технического задания.

2. Температура воздуха за компрессором в изоэнтропном процессе сжатия, Кв

K

3. Изменение температуры воздуха в изоэнтропном процессе сжатия

4. Изменения температуры воздуха в действительном процессе сжатия, Кв

К

5. Температура воздуха за компрессором в действительном процессе сжатия

К

6. Теплоперепад в компрессоре в действительном процессе сжатия

кДж/кг

7. Температура рабочего газа за турбиной в изоэнтропном расширении



К

8. Изменение температуры рабочего газа в турбине при изоэнтропном процессе расширения

К

9. Изменение температуры рабочего газа в турбине при действительном процессе расширения,

газотурбинный установка компрессорный станция

К

10. Температура рабочего газа за турбиной в действительном процессе расширения

К

11. Теплоперепад в турбине в действительном процессе расширения

кДж/кг

12. Температура воздуха за регенератором



К

13. Температура рабочего газа за регенератором

К

14. Полный коэффициент избытка воздуха подаваемого в камеру сгорания

15. Массовый расход воздуха на установку

кг/с

16. Расход топливного газа на турбину

кг/с

17. Расход рабочего газа на турбину

18. Мощность развиваемая турбиной установкой

кВт

19. Мощность потребляемая компрессорной установкой

кВт

20. Мощность газотурбиной установки

21. Эффективный КПД установки

22. Коэффициент полезной мощности

23. Удельный расход воздуха на установку

кг/кВт*ч

24.удельный расход рабочего газа на установку

кг/кВт*ч

25.удельный расход топливного газа на установку

кг/кВт*ч

26.удельный расход тепла в установки



кДж/кВт*ч



Заключение

В комплексе компрессорной станции могут быть включены следующие объекты, системы и сооружения:

· один или несколько компрессорных цехов;

· оборудование для очистки полости газопровода;

· система сбора, удаления и обезвреживания механических и жидких примесей, уловленных из транспортируемого газа;

· система электроснабжения;

· система производственно-хозяйственного и пожарного водоснабжения;

· система теплоснабжения;

· система канализации и очистные сооружения;

· система молниезащиты; система ЭХЗ объектов КС;

· система связи;

· станционная система автоматического управления и телемеханики;

· административно-хозяйственные помещения; оклады для хранения материалов, реагентов и оборудования; оборудование и средства технического обслуживания и ремонта сооружений линейной части и КС; вспомогательные объекты.

Можно с уверенностью сказать, что процесс сжатия и нагнетания газа сложен и требует, кроме основной машины-компрессора, ряд сложных вспомогательных узлов. Сам компрессор требует наличия системы охлаждения и смазки. Кроме того, сжатый газ до транспортировки должен быть отделен от влаги и масла, которые доставляют много неудобств и создают аварийные положения при эксплуатации газовых трубопроводов. Все это приводит к сложному хозяйству компрессорной станции.

Список используемой литературы

1. Тетельмин В.В., Язев В.А. Нефтегазопроводы / Учебное пособие. - М.: «САЙНС-ПРЕСС», 2008. - 256 с.: ил.

2. Коннова Г.В. Оборудование транспорта и хранения нефти и газа, Ростов-на-дону, Феникс, 2011 г.

3. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ, Едигаров С.Г. Бобровский С.А., изд «Недра», Москва, 1973 г.

4. Типовые расчёты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов. - Уфа, ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2012 г.

5. Трубопроводный транспорт нефти и газа: Учеб. для вузов/ Р.А. Алиев, В.Д. Белоусов, А.Г. Немудров и др. - 2-е изд., М.: Недра, 2008 г.

6. Чемодуров Ю.К. Трубопроводный транспорт газа, нефти и нефтепродуктов: пособие / Ю.К. Чемодуров. - Минск: Беларусь, 2011. - 520 с.: ил.

7. Данилов А.А., Петров А.И. Газораспределительные станции. - СПб.: Недра, 2009.

8. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. -М.: Недра, 2008.

Размещено на Allbest.ru