Ремонт магистральных трубопроводов диплом

Капитальный ремонт магистрального нефтепровода

Обоснование 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.

Подобные документы

Географическое положение, климатическая характеристика трассы газопровода Владивосток-Далянь. Расчет толщины стенки трубопровода, проверка ее на прочность, герметичность и деформацию. Проведение земляных и сварочно-монтажных работ в обычных условиях.

курсовая работа, добавлен 16.03.2015

Общее понятие о коррозии. Виды и технологии нанесения изоляционных покрытий труб в заводских и трассовых условиях и их характеристики. Производственная и экологическая безопасность при выполнении работ по переизоляции участка магистрального нефтепровода.

дипломная работа, добавлен 26.12.2013

Исходные данные для технологического расчета нефтепровода. Механические характеристики трубных сталей. Технологический расчет нефтепровода. Характеристика трубопровода без лупинга и насосных станций. Расстановка насосных станций на профиле трассы.

курсовая работа, добавлен 04.03.2014

Общая характеристика газовой промышленности РФ. Анализ трассы участка, сооружаемого газопровода, состав технологического потока. Механический расчет магистрального газопровода, определение количества газа. Организация работ, защита окружающей среды.

дипломная работа, добавлен 02.09.2010

Диагностика магистральных газопроводов. Подготовительный этап проведения ремонта. Расчет толщины стенки трубопровода. Основные этапы ремонтных работ: земляные, очистные и изоляционно-укладочные, огневые работы. Контроль качества выполненных работ.

курсовая работа, добавлен 09.05.2014

Обоснование схемы технологического процесса капитального ремонта двигателя ЗИЛ-130. Выбор режима работы и расчет годовых фондов времени работы рабочих и оборудования. Компоновка производственного корпуса. Технико-экономические показатели предприятия.

курсовая работа, добавлен 06.02.2013

Технологическая схема линейно-производственной диспетчерской станции «Уват». Комплекс мероприятий, выполняемых перед проведением подготовительных работ. Выполнение всех видов работ по техническому обслуживанию и ремонту магистрального насоса НМ 10000-210.

курсовая работа, добавлен 22.07.2014

Основные решения автоматизации. Определение состава работ и подсчет объемов. Определение трудоемкости работ и потребности в материально-технических ресурсах. Расчет коэффициента индустриализации монтажных работ. Сетевое планирование монтажных работ.

курсовая работа, добавлен 10.02.2015

Т-130 как мощный гусеничный трактор общего назначения. Характеристика бортового редуктора, анализ участка по капитальному ремонту. Этапы расчета количества производственных и вспомогательных рабочих и площади основных производственных отделений.

дипломная работа, добавлен 16.12.2012

Ознакомление с основами сварочно-наплавочных работ при ремонте локомотивов, вагонов, путевых машин, производстве новой продукции. Выбор наиболее рационального технологического процесса. Основы полуавтоматической сварки порошковой самозащитной проволокой.

курсовая работа, добавлен 25.02.2015

Источник

Дипломная работа. Тема: «Ремонт магистрального нефтепровода»

Описание работы

Дипломная работа.
Тема: «Ремонт магистрального нефтепровода»

СОДЕРЖАНИЕ
Введение 9
1 Технологическая часть 11
1.1 Географическая, климатическая, геолого-гидротехническая характеристика участка производства работ 11
1.2 Характеристика и назначение магистрального нефтепровода 13
1.3 Обоснование строительства магистрального нефтепровода 14
1.4 Основные технические решения 15
1.5 Основные строительные машины и механизмы 17
1.6 Подготовительные работы 19
1.6.1 Геодезические работы 19
1.6.2 Расчистка полосы отвода 20
1.6.3 Устройство временных зданий и сооружений 23
1.6.4 Транспортные и погрузочно-разгрузочные работы, входной контроль 24
1.7 Основные работы 29
1.7.1 Земляные работы 30
1.7.2 Сварочно-монтажные работы 35
1.7.3 Изоляция сварных швов 40
1.7.4 Укладочные работы 43
1.7.5 Очистка и гидроиспытания трубопровода 46
1.8 Устройство перехода нефтепровода через автодорогу 49
2 Расчетная часть 55
2.1 Расчет толщины стенки магистрального газопровода 55
2.2 Расчет на прочность и устойчивость трубопровода 56
2.3 Расчет количества транспортных средств 65
2.4 Расчет такелажной оснастки 67
2.5 Расчёт напряженного состояния труб при погрузочно-разгрузочных и транспортных работах 69
2.6 Расчет параметров траншеи 71
2.7 Выбор землеройной техники 73
2.8 Расчет напряженного состояния при укладке трубопровода с заводской изоляцией 75
2.9 Расчет перехода нефтепровода через автодорогу 78
2.10 Расчет параметров устройства перехода через автодорогу методом продавливания 83
3 Экономическая часть 85
3.1 Основные принципы и методы оценки эффективности инвестиционных проектов 85
3.2 Сводный сметный расчет стоимости строительства 88
4 Безопасность и экологичность работы 93
4.1 Охрана труда 93
4.2 Промышленная безопасность 95
4.2.1 Требования безопасности при производстве погрузо-разгрузочных и транспортных работ 95
4.2.2 Требования безопасности при производстве земляных работ 96
4.2.3 Меры безопасности при производстве сварочно-монтажных работ 97
4.3 Экологичность проекта 98
Заключение 102
Список литературы 103

ВВЕДЕНИЕ
Неравномерное размещение двух основных видов энергетического сырья — нефти и природного газа — вызывает необходимость их транспортировки на значительные расстояния. Самый дешевый способ транспортирования этих видов сырья — подача их по магистральным трубопроводам. Другие современные способы транспортировки энергетического сырья посредством танкеров с большой грузоподъемностью или специальных судов для перевозки сжиженных газов служат только дополнением к трубопроводному транспорту.
Магистральные трубопроводы представляют собой сложные инженерно-технические сооружения, предназначенные для дальней транспортировки нефти и природного газа от мест добычи до перевалочного пункта или потребителя.
Протяженность систем магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов в Российской Федерации составляет…

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Федеральный закон «Об охране окружающей природной среды» от 10.01.02 №7-ФЗ.
2. Федеральный закон Российской Федерации «О промышленной безопасности опас¬ных производственных объектов» от 21. 07. 97 №116-ФЗ (с изм. и доп. от 18.12.2006 г.).
3. ГОСТ 31447-2012 «Трубы стальные сварные для магистральных газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов».
4. ГОСТ 9.402-80 «Единая система защиты от коррозии и старения (ЕСЗКС). Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей перед окрашиванием».
5. ГОСТ 7512-82 «Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод».
6. ГОСТ 14782-86 «Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые».
7. СП 36.13330.2012 «Магистральные трубопроводы». Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*.
8. СП 131.13330.2012 «Строительная климатология». Актуализированная редакция СНиП 23-01-99*.
9. СП 20.13330.2011 «Нагрузки и воздействия». Актуализированная редакция СНиП 2.01.07-85*.
10. СП 45.13330.2012 «Земляные сооружения, основания и фундаменты». Актуализированная редакция СНиП 3.02.01-87*.
11. СП 22.13330.2010 «Основания зданий и сооружений». Актуализированная редакция СНиП 2.02.01-83*.
12. СНиП 12-03-2001 «Безопасность труда в строительстве. Часть I. Общие требования».
13. ВСН 004-88 «Строительство магистральных трубопроводов. Технология и организация, Миннефтегазстрой».
14. ВСН 006-89 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка».
15. ВСН 011-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытания».
16. ВСН 012-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ».
17. ВСН 014-89 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Охрана окружающей среды».
18. РД-24.040.00-КТН-062-14 «Магистральные Нефтепроводы. Нормы Проектирования».
19. РД-25.160.00-КТН-037-14 «Сварка при строительстве и ремонте магистральных нефтепроводов».
20. РД-23.040.00-КТН-073-15 «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Вырезка и врезка «катушек», соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры. Подключение участков магистральных нефтепроводов. Организация и выполнение работ».
21. ОТТ-04.00-45.21.30-КТН-002-1-03 «Технические требования на наружные антикоррозионные покрытия на основе термоусаживающихся полимерных лент, предназначенные для изоляции сварных стыков магистральных нефтепроводов и отводов от них».
22. Васильев Г.Г. Трубопроводный транспорт нефти. Том 1. / Г.Г. Васильев, Коробков Г.Е., Коршак А.А. и др. — М.: Недра, 2002. – 270 с.
23. Забродин Ю.Н., Строительство магистральных трубопроводов: технологии, организация, управление. — Омега-Л, 2013. – 280 с.
24. Мустафин Ф.М. Сварка трубопроводов. / Ф.М. Мустафин, А.Ф. Суворов, Г.Г. Васильев и др. — М.: Недра, 2002. – 230 с.
25. Таран В.Д. Технология сборки магистральных трубопроводов/ В.Д. Таран. — М.: “Гостоптехиздат”, 1949. – 170 с.
26. Таран В.Д. Сооружение магистральных трубопроводов/ В.Д. Таран. — М.: Недра, 1964. – 320 с.
27. Халлыев Н.Х. Ремонт линейной части магистральных трубопроводов / Н.Х. Халлыев. — М.: ИРЦ Газпром, 2001. — 164 с.
28. Быков Л.И. Типовые расчеты при проектировании, строительстве и ремонте газонефтепроводов: учебное пособие. – СПб.: Недра, 2011. – 748 с.
29. 2148-0044-11-000 «Система магистральных нефтепроводов Юрубчено-Тохомское месторождение (ЮТМ) – Тайшет. Магистральный нефтепровод Кучеткан-Тайшет». — ОАО «Востоксибнефтегаз».

Источник

Разработка технологии ремонта магистральных нефтепроводов

Магистральный трубопроводный транспорт является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. В стране создана разветвленная сеть магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов, которые проходят по территории большинства субъектов Российской Федерации. Системы трубопроводного транспорта являются эффективным инструментом реализации государственной политики, позволяющим государству регулировать поставки нефтепродуктов на внутренний и внешний рынки.

Транспортировка нефти по магистральным нефтепроводам вызывает необходимость в обеспечении надежной работы трубопроводных систем.

Отказы на магистральных трубопроводах наносят не только большой экономический ущерб из-за потерь продукта и нарушения непрерывного процесса производства в смежных отраслях, но могут сопровождаться загрязнением окружающей среды, возникновением пожаров и даже человеческими жертвами.

Анализ технического состояния основных производственных мощностей показал, что фактически сроки эксплуатации оборудования нефтеперекачивающих систем достигают 25-30 лет. В настоящее время действующие объемы имеют следующий возрастной состав:

• 38 % нефтепроводов эксплуатируется свыше ё30 лет;
• 37 % нефтепроводов находится в эксплуатации от 20 до 30 лет;
• 25 % нефтепроводов находится в эксплуатации менее 20 лет;
• 31 % резервуарных парков находится в эксплуатации свыше 30 лет;
• 24 % резервуарных парков находится в эксплуатации от 10 до 20 лет;
• 7 % резервуарных парков находится в эксплуатации до 10 лет.

В последние годы, как показывают статистические данные, на трубопроводах наблюдается тенденция роста количества аварий. Отказы происходят в основном из-за коррозионного износа и старения трубопроводов, несовершенства проектных решений, заводского брака труб, брака строительно-монтажных работ, по вине эксплуатационного персонала и по другим причинам. Имеющиеся на стенках трубопроводов различные дефекты, групповые или сплошные коррозионные язвы снижают несущую способность трубопроводов и могут привести к отказам. Аварии на трубопроводах, связанные с разрывом стенок труб, происходят относительно редко, однако, даже незначительный разрыв стенок трубопровода может нанести огромный ущерб, связанный с загрязнением окружающей среды, возможными взрывами и пожарами, человеческими жертвами, нарушением снабжения потребителя нефтью. Сохранение работоспособности линейной части трубопроводов является одной из важнейших проблем трубопроводного транспорта. В этом плане большое значение имеет своевременное и качественное проведение профилактических мероприятий, направленных на сохранение, восстановление и повышение несущей способности линейной части трубопроводов.

Экологические аспекты строительства и эксплуатации газо- и нефтепроводов

. прокладки трубопровода; строительно-монтажные работы при прокладке трубопровода и его эксплуатации; перекачиваемый продукт (нефть, газ, нефтепродукты) и т.д. Сами же в оздействия при строительстве и эксплуатации нефтепроводов . эксплуатации нефтетрубопроводов. Условия должны полностью отвечать технологическому и техническому уровню с соблюдением экологической . операциях, приводят к загрязнению .

В настоящее время для обеспечения надежной работы трубопроводов, имеющих участки с уменьшенной несущей способностью, применяют ряд методов: перекачку продукта производят при давлении ниже проектного; на отдельных участках или по всей длине трубопровода прокладывают лупинги; производят ремонт стенок трубопроводов путем заварки коррозионных язв; установкой приварных или композитных ремонтных конструкций (муфт, патрубков) на трубопроводы. Если коррозионный износ превышает предельную величину, то участки трубопроводов, трубы и детали трубопроводов вырезают целиком и заменяют на новые.

Иногда трубопровод полностью демонтируют, производят тщательную отбраковку с целью выявления качественных труб и повторного их использования. Эти методы требуют больших затрат, связаны с остановкой перекачки, опорожнением трубопровода, выходом перекачиваемого продукта на землю, попаданием его в грунт и в водоемы со значительными безвозвратными потерями. Возросшие требования к охране окружающей среды, к обеспечению работоспособности магистральных трубопроводов и к методам безопасного ведения ремонтных работ делают эту проблему особенно актуальной.

Наиболее эффективным является восстановление ослабленных стенок трубопроводов без остановки перекачки продукта. В зависимости от вида дефектов и распределения их на поверхности трубопровода могут быть приняты различные методы ремонта.

Целью дипломного проекта является разработка технологии ремонта линейной части магистральных нефтепроводов без остановки перекачки.

Задачами дипломного проекта являются:

1) Анализ дефектов магистральных нефтепроводов;

2) Обоснование выбора метода ремонта и расчет параметров процесса сварки;

3) Выбор методов и расчет параметров неразрушающего контроля;

4) Расчет экономической эффективности разработанной технологии;

5) Анализ опасных вредных факторов и выбор основных решений по обеспечению безопасности технологического процесса.

1. ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Патентно-информационный обзор

Патентно — информационный обзор был проведен по основным странам за последние 3-7 лет и позволил выявить основные направления и тенденций в разработке технологии ремонта и контроля магистральных нефтепроводов без остановки перекачки продукта. Выявленные аналоги представлены в таблице 1.

Таблица 1 — Выявленные аналоги

Индекс МКИ, НКИ класс

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/diplomnaya/remont-magistralnyih-truboprovodov/

Выявленные авторские свидетельства и патенты

Бюллетень “Открытия, изобретения, промышленные образцы, товарные знаки”

Бюллетень “Изобретения за рубежом”. Патенты

Бюллетень “Изобретения за рубежом”. Патенты

По итогам проведенного анализа патентно — информационного обзора можно сказать, что технология ремонта нефтепровода на данный момент не слишком развита, что видно по количеству патентов в данной области, поэтому стоит продолжать разработки в данном направлении.

магистральный дефект нефтепровод сварка

1.2 Конструктивное исполнение магистральных трубопроводов

1.2.1 Общие сведения

К магистральным трубопроводам относятся трубопроводы и ответвления (отводы) от них диаметром до 1420мм включительно с избыточным давлением транспортируемого продукта не выше 10 МПа, предназначенные для транспортировки:

• нефти из районов ее добычи (от головных перекачивающих насосных станций) до мест потребления (нефтебаз, нефтеперерабатывающих заводов или нефтехимических комплексов, пунктов налива, портов);
• нефтепродуктов от мест их производства (нефтеперерабатывающих заводов ил нефтехимических комплексов) до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива, отдельных промышленных предприятий и портов);
• товарной продукции в пределах головных и промежуточных газокомпрессорных, нефтеперекачивающих насосных станций, станций подземного хранения газа, газораспределительных станций, замерных пунктов.

Нефть из скважин по индивидуальным нефтепроводам поступает на нефтесборные пункты, а оттуда по нефтесборным трубопроводам на головные сооружения — установку комплексной подготовки нефти, на которых она отстаивается, обезвоживается, очищается от различных примесей, отделяется от нефтяного газа и т.д. Отсюда нефть подается на головную насосную станцию, а затем в магистральный нефтепровод. Промежуточными насосными станциями нефть перекачивается до конечной насосной станции, а затем потребителю.

Магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы в зависимости от условного диаметра подразделяются на четыре класса:

• I — от 1000 до 1400мм
• II — от 500 до 1000мм
• III — от 300 до 500мм
• IV — менее 300мм

1. 2.2 Состав сооружений магистральных нефтепроводов

В состав магистральных нефтепроводов входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции и резервуарные парки (рис.1).

В свою очередь линейные сооружения согласно СНиП 2.05.06 — 85 [16] включают:

• трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной нефти) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций, узлами пуска и приема очистных устройств и разделителей при последовательной перекачке;
  • установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопровода, линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов;
    • устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов;
    • противопожарные средства, противоэррозионные и защитные сооружения трубопровода;
    • емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов;
    • постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопровода;
      • пункты подогрева нефти указатели и предупредительные знаки.

      Рисунок 1 — Схема сооружений магистрального нефтепровода

      Основные элементы магистрального трубопровода — сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Как правило, магистральные трубопроводы заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне (например, для исключения возможности замерзания скопившейся воды).

      Для магистральных трубопроводов применяют цельнотянутые илы сварные трубы диаметром 300-1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое может достигать 10 МПа. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи [3].

      На пересечениях крупных рек нефтепроводы иногда утяжеляют закрепленными на трубах грузами или сплошными бетонными покрытиями, закрепляют специальными анкерами и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной, укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 100-200 мм больше диаметра трубопровода.

      С интервалом 10-30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.

      Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода [4].

      Нефтеперекачивающие станции (НПС) располагаются на нефтепроводах с интервалом 70-150 км. Перекачивающие (насосные) станции нефтепроводов и нефтепродуктопроводов оборудуются, как правило, центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12500 м3/ч. В начале нефтепровода находится головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел разбросанный на большой территории, ГНПС отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода. Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая подаваемое по линии электропередач (ЛЭП) напряжения от 110 или 35 до 6 кВ, котельная, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т.д. Если длина нефтепровода превышает 800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100-300 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования. Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3-1,5 суточной пропускной способности трубопровода. Как головная, так и промежуточные насосные станции с резервуарными парками оборудуются подпорными насосами. Аналогично устройство насосных станций магистральных нефтепродуктопроводов.

      Тепловые станции устанавливают на трубопроводах, транспортирующих высоко застывающие и высоковязкие нефти и нефтепродукты, иногда их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют паровые или огневые подогреватели (печи подогрева) для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены теплоизоляционным покрытием.

      По трассе нефтепровода могут сооружаться наливные пункты для перевалки и налива нефти в железнодорожные цистерны.

      Конечный пункт нефтепровода — либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефтебаза, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу.

      1.2.3 Конструктивные решения магистральных трубопроводов

      Магистральные трубопроводы, как правило, прокладывают подземно. В исключительных случаях трубопроводы могут быть проложены по поверхности земли в насыпи (наземно) или на опорах (надземно).

      Такие прокладки допускаются в пустынях, горах, болотах, на вечномерзлых и неустойчивых грунтах, на переходах через естественные и искусственные препятствия.

      Прокладка трубопровода осуществляется одиночно или в составе параллельных трубопроводов в общем техническом коридоре. Число ниток в техническом коридоре регламентируется предельным количеством суммарного объема транспортируемого продукта.

      Глубина заложения трубопровода (от верха трубы) зависит от диаметра, характеристик грунтов местности и должна быть не менее (в м):

      • при условном диаметре менее 1000 мм 0,8
      • при условном диаметре 1000 мм и более 1
      • на болотах и торфяных грунтах подлежащих осушению 1,1
      • в песчаных барханах (считая от межбарханных впадин) 1
      • в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин 0,6
      • на пахотных и орошаемых землях 1
      • при пересечении искусственных каналов (от дна каналов) 1,1

      Расстояния от оси подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов до населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений принимаются в зависимости от класса и диаметра трубопроводов, степени ответственности объектов и необходимости обеспечения их безопасности.

      Расстояния между параллельными нитками (при одновременном строительстве и строительстве параллельно действующему трубопроводу) принимаются из условий технологии поточного строительства, гидрогеологических особенностей района, обеспечения безопасности при производстве работ и надежности трубопроводов в процессе эксплуатации.

      Ширина траншеи по низу принимается не менее (мм):

      • для трубопроводов диаметром до 700 — D;
      • для трубопроводов диаметром 700 и более

      — – при диаметрах 1200 и 1400 мм и при траншеях с откосом свыше 1:0,5, ширину траншеи допускается уменьшить до D+500 мм.

      1.2.4 Требования к трубам и металлу для их производства , Для строительства магистральных нефтепроводов применяют

      Спиральношовные трубы не допускается применять для участков, входящих в состав крановых узлов, узлов подключения, узлов пуска и приема очистных устройств линейной части магистральных нефтепроводов, а также для изготовления соединительных деталей трубопроводов, в том числе гнутых отводов и кривых вставок.

      В качестве исходной заготовки для производства труб используется листовой или рулонный прокат в горячекатаном, термически обработанном или термомеханически упрочненном состоянии [17].

      Конструкционная прочность металла труб обеспечивается на основе использования листовой или рулонной стали с требуемыми качественными показателями, гарантируемых характеристик геометрических параметров, сплошности и механических свойств, а также применения регламентируемых технологических процессов производства и контроля труб.

      Конструкционная прочность сварных соединений труб обеспечивается на основе гарантируемых характеристик применяемой стали, регламентируемых формы, сплошности и механических свойств сварного соединения, а также использования регламентируемых процессов сварки труб, последующей обработки и контроля сварных соединений.

      С целью обеспечения конструкционной прочности изготавливаемые трубы должны отвечать комплексу различных технических требований.

      Требования к трубам устанавливаются стандартами и техническими условиями, разрабатываемыми на основе СНиП, ГОСТ 20295-85, СП 34-101-98 [13] и других действующих нормативных документов.

      Сортамент труб (номинальный наружный диаметр и номинальная толщина стенки) должен соответствовать требованиям действующих стандартов и технических условий.

      Отклонение наружного диаметра ( D _н ) корпуса труб от номинальных размеров не должно превышать ± 2,0 мм.

      Отклонение наружного диаметра торцов труб от номинальных размеров на расстоянии не менее 200 мм не должно превышать ± 1,6 мм для труб диаметром 820 мм и более и ± 1,5 мм для труб диаметром менее 820 мм.

      Разность фактических диаметров по концам одной и той же трубы не должна превышать 1,6 мм при номинальном наружном диаметре труб менее 530 мм, и 2,4 мм при номинальном наружном диаметре труб 530 мм и более.

      Номинальная толщина стенки труб принимается кратной 0,1 мм. Допуск на толщину стенки труб определяется согласно действующим стандартам, при этом для труб с коэффициентом надежности по материалу согласно СНиП 2.05.06-85[16] , равным 1,34, минусовый допуск на толщину стенки должен быть не более 5 % номинальной толщины стенки.

      При изготовлении труб из нескольких стыкуемых конструктивных элементов или листов разность фактических толщин стенок этих элементов или стенок листов, не должна превышать 1 мм.

      Длина поставляемых Производителем труб находится в пределах 10500-11600 мм. По согласованию между Заказчиком и Производителем труб могут поставляться трубы длиной до 18000 мм.

      Кривизна труб не должна превышать 1,5 мм на 1 м длины, а общая кривизна — 0,2 % длины трубы.

      Другие требования к размерам труб принимают в соответствии с действующими стандартами.

      Поперечное сечение трубы должно быть круглым. Обнаруживаемые визуально местные перегибы и гофры, а также вмятины глубиной более 6 мм на поверхности трубы не допускаются.

      Овальность концов труб (отношение разности между наибольшим и наименьшим диаметром в одном сечении к номинальному диаметру) не должна превышать 1 % при толщине стенки трубы менее 20 мм. Овальность труб с толщиной стенки 20 мм и более не должна превышать 0,8 %.

      Отклонение профиля поверхности от окружности номинального диаметра на участке длиной 200 мм со сварным соединением не должно превышать 0,15 % номинального диаметра трубы.

      Концы труб должны быть обрезаны под прямым углом. Отклонение от перпендикулярности торца трубы относительно образующей (косина реза) не должно превышать 1,0 мм при диаметре труб до 530 мм и 1,6 мм при диаметре трубы 530 мм и более.

      Концы труб должны иметь форму и размеры скоса и притупления кромок, соответствующие применяемой технологии сварки при строительстве и ремонте трубопроводов. Требования к профилю торцов труб оговаривают при заказе. При отсутствии указанных требований для труб с номинальной толщиной стенки менее 15 мм выполняют фаску с углом скоса 30° и допускаемыми отклонениями + 5°/- 0°. Для труб с номинальной толщиной стенки 15 мм и более используют фигурную форму разделки кромок, размеры которой устанавливают нормативной документацией. Притупление должно быть в пределах 1-3 мм (см. рисунок 2,3).

      Сварные соединения труб должны иметь плавный переход от основного металла к металлу шва без острых углов, несплавлений и других дефектов формирования шва.

      Трубы для магистральных нефтепроводов изготавливают категорий прочности до К65 включительно. Конкретный химический состав стали определяют по согласованию между Заказчиком и Производителем труб в зависимости от категории прочности, исполнения (обычное, хладостойкое) и технологии изготовления труб. Химический состав применяемых сталей должен соответствовать требованиям стандартов или технических условий, утвержденных в установленном порядке [16].

      Рисунок 2 — Типы разделки кромок труб для ручной дуговой сварки, односторонней автоматической сварки под флюсом, автоматической дуговой сварки порошковой проволокой с принудительным формированием, полуавтоматической сварки в защитных газах: а — для труб диаметром 57-1420 мм с толщиной стенки толщиной до 16 мм; б — для труб диаметром 273-1420 мм с толщиной стенки более 15 мм; в — для автоматической сварки труб в защитных газах

      При изготовлении труб с применением ДС содержание углерода не должно превышать 0,22 % в углеродистой, 0,20 % в низколегированной и 0,18 % в низколегированной стали с микролегирующими добавками ниобия, ванадия, титана и других элементов (далее микролегированной стали).

      Низколегированная и микролегированная сталь должна содержать не более 0,010 % серы, 0,020 % фосфора и 0,010 % азота. В углеродистой стали допускается не более 0,025 % серы, 0,030 % фосфора.

      Для труб диаметром до 1020 мм = 6,0-10,9 мм Для труб диаметром 720-1420 мм = 11,0-18,0 мм

      Рисунок 3 — Типы разделки кромок труб для двусторонней автоматической сварки под флюсом

      Сталь для хладостойких труб диаметром 1020 мм и более должна содержать не более 0,12 % углерода и 0,30 % кремния, 0,006 % серы, 0,016 % фосфора, 0,007 % азота, если эти требования оговорены Контрактом.

      При изготовлении труб с применением ВЧС применяется сталь с содержанием не более 0,10 % углерода, 0,006 % серы, 0,020 % фосфора, 0,008 % азота. Отношение содержания марганца и кремния должно находиться в пределах от 4 до 10.

      Сталь хорошо должна хорошо сваривается способами дуговой и контактной стыковой сварки, применяемыми при изготовлении труб, строительстве и ремонте трубопроводов.

      Свариваемость стали обеспечивается на основе нормирования характеристик химического состава, структуры, сплошности, механических свойств исходной заготовки, а также регламентирования требований к конструктивному исполнению и технологическому процессу получения и контроля сварных соединений.

      При условии обеспечения требуемых механических свойств и характеристик свариваемости (С _э , Р_см ) металла допускаются следующие отклонения по верхнему пределу содержания химических элементов, %:

      Требования к механическим свойствам основного металла и сварных соединений труб устанавливают с учетом обеспечения нижеследующих нормативных показателей.

      Отношение предела текучести к временному сопротивлению разрыву основного металла труб не должно превышать 0,75 для углеродистой стали, 0,8 для низколегированной стали, 0,85 для микролегированной нормализованной и термически упрочненной стали, 0,9 для микролегированной стали контролируемой прокатки, включая бейнитную.

      Максимальные значения предела текучести и временного сопротивления разрыву основного металла не должны превышать нормативные показатели более чем на 98,1 МПа. Допускается превышение регламентируемых значений предела текучести на 19,2 МПа при условии, что отношение предела текучести к временному сопротивлению разрыву не будет превышать 0,75 для низколегированной стали, 0,8 для микролегированной нормализованной и термически упрочненной стали, 0,85 для микролегированной стали контролируемой прокатки, включая бейнитную. Относительное удлинение металла труб на пятикратных образцах должно быть не менее 20 %.

      Временное сопротивление разрыву сварных соединений труб должно быть не ниже нормы, установленной для основного металла.

      Ударная вязкость на образцах с острым надрезом, изготовленных из основного металла труб с номинальной толщиной стенки 6 мм и более, должна удовлетворять требованиям, указанным в таблице 2.

      Таблица 2 — Ударная вязкость основного металла труб на образцах с острым надрезом

      Условный диаметр труб, мм

      Рабочее давление, МПа (кГс/см 2 )

      Ударная вязкость при минимальной температуре эксплуатации нефтепровода, Дж/см 2 (кГс м/см 2 ), не менее

      Основной металл труб, образцы типа 11-13 по ГОСТ 9454-78 KCV (см. в приложении)

      Сварное соединение труб, образцы типа IX — XI по ГОСТ 6996 (см. в приложении)

      Источник

      Читайте также:  Лада веста после ремонта