Файл: Пояснительная записка содержит 84 страницы машинописного текста. Графическая часть аттестационной работы представлена на 12 слайдах.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 30.10.2023
Просмотров: 184
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
ограниченным запорной арматурой, установленной на берегах.
Длинна подводного перехода магистрального нефтепровода Альметьевск – Куйбышев – 2, основная нитка, через реку Сургут составляет 3385,2 м.
Привязка подводного перехода магистрального нефтепровода представленна в таблице 1.1.
Таблица 1.1 – Привязка подводного перехода магистрального нефтепровода к трубным секциям [13].
1.3 Определение срока безопасной эксплуатации
Срок безопасной эксплуатации подводных переходов определен по методике «Регламента технической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов через водные преграды».
Оценка срока безопасной эксплуатации по анализу внутритрубной инспекции, русловых процессов и планово-высотного положения использует систему группировки факторов влияния эксплуатацию подводных переходов.
Назначаемый срок эксплуатации подводного перехода магистрально нефтепровода равен меньшему значению из сроков эксплуатации подводного перехода.
Срок должен пересматриваться при получении новых данных внутритрубной диагностики и обследований, проведении гидроиспытаний, изменении режимов эксплуатации и выполнении ремонтных работ, влияющих на срок безопасной эксплуатации подводного перехода магистрального нефтепровода[4].
1.3.1 Расчет отбраковочной толщины стенки трубопровода.
В 2020 году проведено техническое диагностирование магистрального трубопровода Альметьевск-Куйбышев 2, с наружным диаметром 1020 мм, номинальной толщиной стенки 17 мм и рабочим давлением 5,2 Мпа, при помощи ультразвукового дефектоскопа типа WM. Трубопровод в эксплуатации с 1975 года.
Исходные данные для расчета сведены в таблицу 1.2.
Таблица 1.2 – Исходный данные.
Определяющим при оценке остаточного ресурса в условиях коррозионно-эрозионного износа трубопроводов является расчет на действие внутреннего давления. Эксплуатация трубопровода считается возможной, если фактическая толщина стенки всех элементов превышает отбраковочную tотб. способность элементов в целом, в отличие от поверочного расчета, когда определяется напряжение в наиболее опасной точке.
– толщина стенки трубопровода или детали трубопровода при которой они должны быть изъяты из эксплуатации, м;
Р – рабочие давление в трубопроводе, Па;
– наружный диаметр трубопровода, м;
n – коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе, равный 1,2 [7];
Проверяем условие:
где
– нормативное сопротивление, равное наименьшему значению предела текучести материала труб, по ГОСТ 8731-74, для 17 ГС R2H =345 МПа;
– нормативное сопротивление, равное наименьшему значению временного сопротивления разрыву материала труб, по ГОСТ 8731-74, для 17ГС R1Н = 490МПа;
m3 – коэффициент условий работы материала труб при повышенных температурах, m3=1,0;
m2 – коэффициент условий работы трубопровода, величина которого принимается в зависимости от категории трубопровода, m2 = 0,6 [1].
Так как выполняется второе условие, отбраковочную толщину стенки
трубопровода определяем по формуле (1.3):
где n - коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе;
n = 1,2 [7];
- коэффициент несущей способности, для труб
=1,0;
Р - рабочее давление в трубопроводе, Р = 5.2 МПа;
DH - наружный диаметр трубопровода, DH = 1020 мм;
R1- расчетное сопротивление металла трубы растяжению;
где m1 – коэффициент условий работы материала труб при разрыве;
m1 = 0,8;
k1 – коэффициент однородности материала труб, k1 = 0,85.
1.3.2 Расчет остаточного ресурса трубопровода по минимальной вероятной толщине стенки труб.
Таблица 1.3 – Фактическая толщина стенки (tk) в точках замера по сечению трубы
Обязательными являются определение расчетной и отбраковочной толщины стенки и оценка остаточного ресурса трубопроводов по минимальной вероятной толщине стенки труб. Расчеты остаточного ресурса трубопроводов, подвергающихся коррозионно-эрозионному воздействию, с учётом выявленных и классифицированных дефектов и остаточного ресурса по статистике отказов трубопроводов выполняются в случае необходимости по техническому заданию заказчика[7].
Сплошной контроль элементов трубопровода различными методами выполнить не всегда возможно (из-за недоступности некоторых его участков), а в ряде случаев в этом нет необходимости, поэтому применяют выборочный контроль и оценку поврежденности по наибольшим размерам выявленных дефектов.
Среднее квадратическое отклонение определяется по результатам измерений на нескольких участках поверхности, находящихся в одинаковых условиях эксплуатации, по формуле:
где tк - результаты измерений толщин на к-х участках поверхности;
tcp - средняя измеренная толщина;
N — число участков замера (если N < 10, то о не вычисляют, т.к. точность ее оценки при этом недостаточна).
Минимальную возможную толщину стенки tmin с учетом неконтролированных участков поверхности определяют для доверительной вероятности 95% применительно ко всем промысловым трубопроводам по формуле
Среднеквадратичное отклонение замеряемой толщины:
где
– средняя толщина стенки
1.3.3 Проверочный расчет на прочность.
Расчет на прочность трубопровода производится на основании анализа эксплуатации объекта в условиях статического нагружения и коррозионной среды. Основным повреждающим фактором в этих условиях является общая коррозия, снижающая несущую способность трубопровода вследствие уменьшения толщины. Эксплуатация трубопровода считается возможной, если фактическая толщина стенки всех элементов превышает отбраковочную t
.
Поэтому выполняется анализ возможности безопасной эксплуатации по следующим характеристикам:
сравнивается минимальная толщина стенки трубы t
с отбраковочной толщиной стенки tотб.
Рассчитывается внутреннее давление (P0), которое может выдержать элемент трубопровода по формуле:
где t – минимальная толщина стенки t
Делается вывод проверочного расчета трубопровода на прочность: дальнейшая эксплуатация трубопровода допускается при выполнении условий:
tmin > tотб (1.10)
Р0 > Pраб (1.11)
tmin=14,95 мм > tотб=15,43 мм
Р0 =4,884 МПа > Pраб=5,2 МПа,
где Рраб – внутреннее рабочее давление в трубопроводе, МПа.
Так как условия (1.10) и (1.11) не выполняются необходимо произвести ремонт трубопровода, но учитывая, что трубопровод введен в эксплуатацию в 1975г, целесообразнее будет произвести реконструкцию подводного перехода. Сравнив существующие способы прокладки трубопроводов через водные преграды, было решено произвести реконструкцию подводного перехода «Альметьевск – Куйбышев 2» методом наклонно направленного бурения.
Использование метода наклонно – направленного бурения дает следующие преимущества:
- заглубление трубопровода на глубину, превосходящую величину размывов русла, защита трубопровода от внешних механических повреждений;
- строительство подводного перехода нефтепровода в стесненных условиях и границах технических коридоров трубопроводов;
- строительство подводного перехода без повреждения береговых склонов и нарушения руслового режима реки, неизбежных при строительстве траншейным способом;
- проведение строительно – монтажных работ без трудоемких подводно – технических, водолазных и берегоукрепительных работ;
- сокращение сроков строительства;
Длинна подводного перехода магистрального нефтепровода Альметьевск – Куйбышев – 2, основная нитка, через реку Сургут составляет 3385,2 м.
Привязка подводного перехода магистрального нефтепровода представленна в таблице 1.1.
Таблица 1.1 – Привязка подводного перехода магистрального нефтепровода к трубным секциям [13].
| Граница перехода (задвижка №1156) | Секция №219110 |
| Граница русла | Секция №223250 |
| Граница русла | Секция №223290 |
| Граница перехода (задвижка №1008) | Секция №224270 |
1.3 Определение срока безопасной эксплуатации
Срок безопасной эксплуатации подводных переходов определен по методике «Регламента технической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов через водные преграды».
Оценка срока безопасной эксплуатации по анализу внутритрубной инспекции, русловых процессов и планово-высотного положения использует систему группировки факторов влияния эксплуатацию подводных переходов.
Назначаемый срок эксплуатации подводного перехода магистрально нефтепровода равен меньшему значению из сроков эксплуатации подводного перехода.
Срок должен пересматриваться при получении новых данных внутритрубной диагностики и обследований, проведении гидроиспытаний, изменении режимов эксплуатации и выполнении ремонтных работ, влияющих на срок безопасной эксплуатации подводного перехода магистрального нефтепровода[4].
1.3.1 Расчет отбраковочной толщины стенки трубопровода.
В 2020 году проведено техническое диагностирование магистрального трубопровода Альметьевск-Куйбышев 2, с наружным диаметром 1020 мм, номинальной толщиной стенки 17 мм и рабочим давлением 5,2 Мпа, при помощи ультразвукового дефектоскопа типа WM. Трубопровод в эксплуатации с 1975 года.
Исходные данные для расчета сведены в таблицу 1.2.
Таблица 1.2 – Исходный данные.
| Диаметр трубопровода, мм | 1020 |
| Материал трубы | 17ГС |
| Категория трубопровода | В |
| Назначение трубопровода | магистральный |
| Коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе | 1,2 |
| Рабочее давление, МПа | 5,2 |
| Коэффициент условий работы материала труб при разрыве | 0,8 |
| Коэффициент однородности материала труб | 0,85 |
| Время эксплуатации, лет | 45 |
Определяющим при оценке остаточного ресурса в условиях коррозионно-эрозионного износа трубопроводов является расчет на действие внутреннего давления. Эксплуатация трубопровода считается возможной, если фактическая толщина стенки всех элементов превышает отбраковочную tотб. способность элементов в целом, в отличие от поверочного расчета, когда определяется напряжение в наиболее опасной точке.
– толщина стенки трубопровода или детали трубопровода при которой они должны быть изъяты из эксплуатации, м;Р – рабочие давление в трубопроводе, Па;
– наружный диаметр трубопровода, м;n – коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе, равный 1,2 [7];
Проверяем условие:
где
– нормативное сопротивление, равное наименьшему значению предела текучести материала труб, по ГОСТ 8731-74, для 17 ГС R2H =345 МПа; – нормативное сопротивление, равное наименьшему значению временного сопротивления разрыву материала труб, по ГОСТ 8731-74, для 17ГС R1Н = 490МПа;m3 – коэффициент условий работы материала труб при повышенных температурах, m3=1,0;
m2 – коэффициент условий работы трубопровода, величина которого принимается в зависимости от категории трубопровода, m2 = 0,6 [1].
Так как выполняется второе условие, отбраковочную толщину стенки
трубопровода определяем по формуле (1.3): где n - коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе;
n = 1,2 [7];
- коэффициент несущей способности, для труб
=1,0;Р - рабочее давление в трубопроводе, Р = 5.2 МПа;
DH - наружный диаметр трубопровода, DH = 1020 мм;
R1- расчетное сопротивление металла трубы растяжению;
где m1 – коэффициент условий работы материала труб при разрыве;
m1 = 0,8;
k1 – коэффициент однородности материала труб, k1 = 0,85.
1.3.2 Расчет остаточного ресурса трубопровода по минимальной вероятной толщине стенки труб.
Таблица 1.3 – Фактическая толщина стенки (tk) в точках замера по сечению трубы
| Номер замеряемого места по схеме | Толщина стенки, мм | |||||
| Фактическая (tk) в точках замера по сечению трубы | Номинальная tnk | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | |||
| 1 | 15,3 | 15,6 | 15,1 | 15,3 | 17 | |
| 2 | 15,1 | 15,3 | 15,7 | 15,1 | 17 | |
| 3 | 15,7 | 15,1 | 15,2 | 15,5 | 17 | |
| 4 | 15,5 | 15,5 | 15,3 | 15,1 | 17 | |
| 5 | 15,7 | 15,4 | 15,3 | 15,2 | 17 | |
| 6 | 15,3 | 15,5 | 15,1 | 15,3 | 17 | |
| 7 | 15,5 | 15,3 | 15,6 | 15,7 | 17 | |
| 8 | 15,1 | 15,3 | 15,7 | 15,2 | 17 | |
| 9 | 15,7 | 15,5 | 15,5 | 15,6 | 17 | |
| 10 | 15,5 | 15,1 | 15,1 | 15,3 | 17 | |
Обязательными являются определение расчетной и отбраковочной толщины стенки и оценка остаточного ресурса трубопроводов по минимальной вероятной толщине стенки труб. Расчеты остаточного ресурса трубопроводов, подвергающихся коррозионно-эрозионному воздействию, с учётом выявленных и классифицированных дефектов и остаточного ресурса по статистике отказов трубопроводов выполняются в случае необходимости по техническому заданию заказчика[7].
Сплошной контроль элементов трубопровода различными методами выполнить не всегда возможно (из-за недоступности некоторых его участков), а в ряде случаев в этом нет необходимости, поэтому применяют выборочный контроль и оценку поврежденности по наибольшим размерам выявленных дефектов.
Среднее квадратическое отклонение определяется по результатам измерений на нескольких участках поверхности, находящихся в одинаковых условиях эксплуатации, по формуле:
где tк - результаты измерений толщин на к-х участках поверхности;
tcp - средняя измеренная толщина;
N — число участков замера (если N < 10, то о не вычисляют, т.к. точность ее оценки при этом недостаточна).
Минимальную возможную толщину стенки tmin с учетом неконтролированных участков поверхности определяют для доверительной вероятности 95% применительно ко всем промысловым трубопроводам по формуле
Среднеквадратичное отклонение замеряемой толщины:
где
– средняя толщина стенки 1.3.3 Проверочный расчет на прочность.
Расчет на прочность трубопровода производится на основании анализа эксплуатации объекта в условиях статического нагружения и коррозионной среды. Основным повреждающим фактором в этих условиях является общая коррозия, снижающая несущую способность трубопровода вследствие уменьшения толщины. Эксплуатация трубопровода считается возможной, если фактическая толщина стенки всех элементов превышает отбраковочную t
. Поэтому выполняется анализ возможности безопасной эксплуатации по следующим характеристикам:
сравнивается минимальная толщина стенки трубы t
с отбраковочной толщиной стенки tотб.Рассчитывается внутреннее давление (P0), которое может выдержать элемент трубопровода по формуле:
где t – минимальная толщина стенки t
Делается вывод проверочного расчета трубопровода на прочность: дальнейшая эксплуатация трубопровода допускается при выполнении условий:
tmin > tотб (1.10)
Р0 > Pраб (1.11)
tmin=14,95 мм > tотб=15,43 мм
Р0 =4,884 МПа > Pраб=5,2 МПа,
где Рраб – внутреннее рабочее давление в трубопроводе, МПа.
Так как условия (1.10) и (1.11) не выполняются необходимо произвести ремонт трубопровода, но учитывая, что трубопровод введен в эксплуатацию в 1975г, целесообразнее будет произвести реконструкцию подводного перехода. Сравнив существующие способы прокладки трубопроводов через водные преграды, было решено произвести реконструкцию подводного перехода «Альметьевск – Куйбышев 2» методом наклонно направленного бурения.
Использование метода наклонно – направленного бурения дает следующие преимущества:
- заглубление трубопровода на глубину, превосходящую величину размывов русла, защита трубопровода от внешних механических повреждений;
- строительство подводного перехода нефтепровода в стесненных условиях и границах технических коридоров трубопроводов;
- строительство подводного перехода без повреждения береговых склонов и нарушения руслового режима реки, неизбежных при строительстве траншейным способом;
- проведение строительно – монтажных работ без трудоемких подводно – технических, водолазных и берегоукрепительных работ;
- сокращение сроков строительства;