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.
Трубопроводный транспорт нефти имеет ряд преимуществ: возможность повсеместной укладки трубопровода, низкая себестоимость транспортировки, сохранность качества благодаря полной герметизации трубы, меньшая материало-капиталоёмкость, полная автоматизация операций по наливу, перекачки, транспортировки и сливу, малочисленность обслуживающего персонала, непрерывность процесса перекачки, отсутствие отрицательного воздействия на окружающую среду.
Главной особенностью строительства трубопроводов является разнообразие природно-климатических и гидрологических характеристик местности вдоль трассы, что требует конструктивных и технологических решений при прокладке линейной части трубопроводов.
Основной составляющей промыслового трубопровода является линейная часть – непрерывная нить, сваренная из отдельных труб или секций.
Линейная часть трубопроводов прокладывается в разнообразных топографических, геологических, гидрогеологических и климатических условиях. Вдоль трассы промыслового трубопровода встречаются участки с различной несущей способностью грунтов (болота, скальные грунты, многолетнемерзлые грунты и т.д.).
В данном районе трубопровод подвергаются интенсивному воздействию перепадов температур, в результате чего испытывает линейные расширения и как следствие знакопеременные нагрузки в околошовной зоне и сварочном шве, а в теле трубы происходят различные физические процессы.
В данной работе поставлена цель рассмотреть метод прокладки трубопровода без использования малоградусных отводов, а также анализ экономической эффективности данного технологического решения.
Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:
- изучить процессы, происходящие в отводе трубопровода;
- рассмотреть поведение трубопровода на участке с малоградусными отводами;
- определить технологическую и экономическую эффективность данного метода.
Настоящий дипломный проект рассматривает проблемы проектирования межпромыслового нефтепровода в условиях Крайнего севера – многолетнемерзлых грунтов.
В технологической части работы описаны основные технологические решения по прокладке надземных внутрипромысловых трубопроводов, их конструктивные особенности и выбор технологических элементов конструкции.
Экономическая часть дипломной работы строительство
... страниц. Презентация, представляющая отчет о выполненной дипломной работе и результаты работы. ПЕРЕЧЕНЬ ВОПРОСОВ, ПОДЛЕЖАЩИХ РАЗРАБОТКЕ В ПОЯСНИТЕЛЬНОЙ ЗАПИСКЕ Постановка задачи Общая часть Практическая часть, Экономическая часть, Заключение:, Приложения:, Список используемой литературы, ...
В расчетной части проекта производится сравнение двух способов прокладки трубопровода и обоснование негативного влияния малоградусных отводов на надежность трубопровода, как технологической системы, произведены расчеты линейных расширений и давления на сварной шов.
В разделе «Безопасность и экологичность проекта» приведен анализ вредных и опасных факторов, действующих на трубопроводчика линейного, а также указаны методы и средства защиты трубопроводчика от производственных опасностей.
В экономическом разделе произведен сравнительный расчет сварочномонтажных работ для способа прокладки трубопровода с использованием малоградусных отводов и методом упругого изгиба.
1 Общая характеристика района строительства
Месторождение находится в Юго-Западной части Таймырского (ДолганоНенецкого) автономного округа и в Северо-Западной части Красноярского края, в районе впадения р. Лодочная в р. Бол. Хета (левый приток р. Енисей), в области распространения материковых оледенений, в зоне сплошного распространения многолетнемерзлых пород, что определяет ее основные физикогеографические особенности.
Месторождение расположено на территории Туруханского района Красноярского края.
1.1 Климатическая характеристика района
Климат района арктический, резко континентальный, с холодной продолжительной зимой (8 месяцев).
В соответствии со СНиП 23-01 – 99* «Строительная климатология» район относится к северной строительноклиматической зоне, к климатическому подрайону 1А:
- средняя температура наиболее холодной пятидневки – минус 49 ºС;
- средняя температура наиболее холодных суток – минус 53 ºС.
В течение 5-ти зимних месяцев (ноябрь – март) средняя месячная температура держится ниже минус 20 ºС. Весной температуры воздуха переходят через 0ºС в конце мая, через плюс 5 ºС – в первой декаде июня; осенью – через 0 ºС – в начале октября, через минус 5 ºС – в середине октября. Наименьшее месячное количество осадков приходится на февраль – 20 мм, наибольшее на сентябрь – 70 мм. Суточный максимум осадков 1 % обеспеченности равен 55 мм. В отдельные годы месячное количество осадков в зависимости от условий атмосферной циркуляции может значительно отклоняться от многолетнего значения.Наибольшая суммарная продолжительность осадков наблюдается в холодное время года (385 часов в январе), наименьшая – в теплое время (66 часов в июле).Среднее количество осадков составляет 522 мм в год, в том числе в виде дождя – 235 мм, в виде снега – 224 мм, смешанных – 62 мм. Устойчивый снежный покров образуется в начале октября и разрушается в конце мая. На возвышенных местах высота снежного покрова составляет несколько сантиметров, в оврагах – до нескольких метров, где могут наблюдаться несквозные талики мощностью до нескольких метров. Средняя скорость ветра составляет 4 м/с, максимальная 22 – 25 м/с. Объем снегопереноса за зиму составляет 600 м³/м.
Из неблагоприятных явлений погоды туманы наблюдаются 74 дня в году, чаще всего в июне и в сентябре; метели – 133 дня в году, до 27 – 30 дней в месяц. Полярная ночь длится 45 суток, полярный день – 68 суток. Период сумеречных и белых ночей продолжается 3,5 месяца. По характеру растительности район относится к зоне лесотундры: растительность представлена чахлыми лиственницами, елью пихтой, березой, кустарниками; на сухих участках встречается сосна, в долинах рек и ручьев – ольха, береза, ива, кустарники [1].
Специфика формирования технологической части дипломного проекта
... с ограничением сроков реализации и оформления результатов. Роль технологической части дипломной работы Технологический раздел дипломной работы играет важнейшую роль в подготовке и оценке новоиспеченного специалиста. ... цикла и пр.). Какие источники информации кладут в основу технологической части дипломной работы? Технологическая часть ВКР представлена в виде всевозможных расчетов, схем и графиков, ...
1.2 Рельеф
По природному районированию территория трассы нефтепровода относится к заболоченным Северо-Восточной и северной частям ЗападноСибирской низменности.
В Северо-Восточной части изучаемой территории трассы господствует озерно-холмистая лесотундровая равнина, представляющая собой заболоченную местность, поверхность которой испещрена множеством озерков. Местами здесь встречаются гряды и холмы высотой до 100 м. Вся эта территория подвергалась зырянскому оледенению, следы которого хорошо сохранились в общем характере водноледниковых аккумулятивных форм рельефа.
Наиболее возвышенные и лучше дренируемые участки местности заняты участками редкостойных лесов (угнетенная лиственница сибирская, ель, береза).
Широкие пойменные террасы заняты густыми зарослями кустарников высотой 1 – 1,5 м (иногда до 2,0 м), состоящими из ольхи, карликовой березки, некоторых видов полярных ив, багульника, брусники. Пониженные элементы рельефа заняты мочажинами, гипно-осоковыми и пушицевыми болотами [1].
1.3 Растительность
По характеру растительности район относится к зоне тундры и лесотундры. Растительность представлена угнетенными лиственницами, елью, пихтами, березами, кустарниками и кустарничком. На плоских водоразделах заболоченная тайга; на возвышенных сухих участках встречается сосна, в долинах рек и ручьев кедр, ольха, береза, ива и разнообразный кустарник. Травянистая растительность представлена мхами и лишайниками.
На большей части территории трассы господствуют редкостойные сосновые или елово-лиственничные леса (с примесью березы), сопровождаемые моховыми и мохово-лишайниковыми болотами с участками густых зарослей из ерника по вогнутым склонам. Плоские слабодренированные равнины и понижения заняты обширными мерзлыми болотами со сфагновым покровом и шейхцерией в понижениях.
1.4 Инженерно-геологические условия
Территория месторождения расположена в северо-восточной части Западносибирской равнины на границе со Среднесибирским плоскогорьем, на левобережье р. Енисей. Положение территории в северных широтах, в области распространения материковых оледенений и в зоне вечной мерзлоты определяет основные ее черты в строении рельефа. Территория строительства проектируемых объектов находится в зоне распространения мерзлых многолетних пород, поверхностный покров формируется под действием морозного выветривания и мерзлотных деформаций в расположенном над многолетней мерзлотой активном слое сезонного протаивания. Характерными положительными формами микрорельефа на описываемой территории являются бугры пучения, отрицательными – мочажины. Мочажины – это пониженные и переувлажненные участки болотного массива. Они имеют различные размеры и разнообразную форму (от округлой и вытянутой до неправильной).
Часто они соединены между собой узкими ложбинами стока и служат для обеспечения стока воды с поверхности водораздела в реки и балки. В геоморфологическом отношении данное месторождение расположено в пределах водно-ледниковой зандровой равнины, осложненной современными эрозионными формами рельефа: долинами рек и ручьев. Площадка месторождения находится в основном на левобережье реки Большая Хета (0,7…1,3 км от нее), на относительно ровной высокой террасе, осложненной верховьями балочных понижений. Рельеф площадки в целом ровный, с небольшим уклоном в северо-западном и северном направлениях. Абсолютные отметки поверхности изменяются от 55 до 64,5 м. Поверхность центральной части площадки слабо заболочена, покрыта преимущественно кустарниковой растительностью и редкой лиственницей. Естественный моховый покров не нарушен. В геокриологическом отношении площадка расположена в зоне многолетней мерзлоты. На глубине изысканий (до 10 м) грунты находятся в мерзлом состоянии, включая деятельный слой (мощность 1,7… 3,1 м).
Анализ, контроль и регулирование процесса разработки нефтяных ...
... Государственный Технический Университет Институт нефти и газа Кафедра «Геология нефти и газа» 1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2013 1 Геологическая часть 1.1 Геолого-геофизическая изученность месторождения Месторождение им. Ю.Корчагина расположено в центре северной части Каспийского моря в 175 ...
Талые участки здесь развиты, в основном, под руслами рек и акваториями озер (несквозные талики).
Для зоны сплошного распространения многолетнемерзлых пород характерна среднегодовая температура мерзлых пород на подошве слоя годовых колебаний, от -0,2 ºС до -3,3 °С. Мощность мерзлых многолетних пород при этом, достигает 300… 400 м.
Многолетнемерзлые грунты представлены преимущественно супесями, легкими суглинками с включениями гравия, гальки и валунов, а также пылеватыми и мелкими песками и торфяниками. Криогенная текстура песков – массивная, супесей и суглинков – слоистая. На буграх пучения и вблизи озер на территории болотных массивов в отложениях встречаются прослойки льда мощностью до 20…30 см. При нарушении температурного режима многолетнемерзлых пород, из-за высокой льдистости они дают большие осадки. Имеют место отдельные отрицательные экзогенные процессы в виде глубинной термоэрозии. Кроме того, грунты обладают различной степенью пучинистости.
Промерзание сезонно-талого слоя начинается в конце сентября – начале октября и завершается в лесотундровой и таежной зоне в декабре – январе, а в отдельные годы – в феврале. Скорости и сроки промерзания сезонно-талого слоя определяются мощностью снежного покрова. В пределах лесотундры на участках со значительным снегонакоплением (редколесья, поймы рек с высоким кустарником) глубина сезонного промерзания составляет в суглинках 0,7…1,2 м, в песках 0,9…1,5 м, на прирусловых песчаных отмелях – до 1,5…2,5 м (Геокриология СССР, 1989).
Торфяники и торфяные болота промерзают в основном до глубины 0,5 – 0,9 м. Нормативная глубина промерзания глинистых грунтов – 260 см, песчаных грунтов – 310 см, для торфов – 130 см. Протаивание начинается вслед за переходом среднесуточной температуры воздуха через 0 °С и сходом снежного покрова. В северных районах трассы начало протаивания приходится на первую половину июня,
С поверхности по всей территории залегает мохорастительный слой мощностью 10…30 см. Минимальные глубины оттаивания характерны для торфов – 0,3…0,8 м. В суглинках величины сезонного оттаивания составляют 0,7…1,0 м, в песках до 2,0 м [2].
1.5 Гидрогеологические условия
Гидрографическая сеть в пределах территории месторождения весьма разветвленная и представлена реками, ручьями, старицами и озерами. Из водотоков, пересекаемых коммуникациями месторождения, наиболее значимыми являются: река Большая Хета (левобережный приток р. Енисей) общей длиной 640 км с площадью водосбора 21100 км2, относящаяся к категории средних рек, и ее крупный левобережный приток – река Лодочная, с площадью водосбора 1400 км2, относящаяся к категории малых рек. Пересекаемые коридорами коммуникаций месторождения реки Делингде, Дмитриева, Холдо, Ниричар являются небольшими притоками рек Большая Хета и Лодочная и относятся к категории малых рек. Кроме этих водотоков, территория месторождения покрыта густой сетью ручьев, протекающих среди холмистой тундры. Многие ручьи, незначительные по протяженности и площади водосбора, имеют сток в летний период за счет оттаивания сезонной мерзлоты. Их отличает отсутствие эрозионного вреза русла, они протекают по заболоченному кочковатому дну нешироких балок, зачастую поросших кустарником. В зимний период большинство ручьев перемерзает, весной ледоход отсутствует. Максимальные расходы половодья на данных переходах не превысят 1,0 м3/с, а максимальные уровни воды – 0,5 м над дном ложбины. Ледовый покров на реках Бол. Хета и Лодочная образуется во второй половине октября, максимальная толщина льда к концу зимы составляет 1,5 м. Возможно частичное перемерзание русла на перекатах. Приток подземных вод в суровые зимы отсутствует. Осеннее – зимняя межень продолжается 240 дней. Ледоход проходит в среднем в конце мая – начале июня (за 6…8 дней), возможны заторы на крутых поворотах русла. Половодье начинается во второй половине мая и продолжается около двух месяцев. В половодье проходит 55…60 % годового стока.
Защита нефтепромысловых трубопроводов от коррозии
... Обнаруженные крупные дефекты устраняются. В работе рассмотрены виды коррозии, которой подвергаются трубопроводы при длительной эксплуатации, причины коррозии трубопроводов, а также способы защиты трубопроводов от коррозии. 1. Виды коррозии Коррозия в зависимости от механизма реакций, протекающих на ...
Гидрогеологические условия определяются наличием водонепроницаемой мощной толщи многолетних мерзлых грунтов. Это с одной стороны исключает из водообмена значительную часть подземных вод, с другой – приводит к заболачиванию поверхности. Уровень воды зафиксирован на глубине 0,8 м. Согласно СНиП II-7 – 81* «Строительство в сейсмических районах», сейсмичность района строительства менее 6 баллов. Среди современных экзогенных геологических процессов наиболее распространены термоэрозия, сопровождаемая оттаиванием грунтов сезонноталого слоя, а также сезонное развития процессов заболачивания.
Многолетнемёрзлые породы относятся к группе специфических грунтов. В естественных условиях они обладают высокими прочностными свойствами. Их механические характеристики соизмеримы с соответствующими показателями полускальных грунтов. При сохранении мерзлоты эти грунты будут являться надёжным основанием сооружений. Однако изменение условий залегания пород, деградация и нарушение температурного режима многолетнемёрзлых пород приводят к ухудшению их прочностных свойств. В талом состоянии грунты обладают от тугопластичной до текучей консистенции. Особенно опасны эти процессы при протаивании торфа. Из-за высокой льдистости грунты дают большие осадки (до 50…80 см/м).
К наиболее негативным свойствам грунтов относится предрасположенность связных грунтов к проявлению тиксотропии, которое провоцируется динамическим воздействием на грунты (проезд транспорта, особенно гусеничного, работа вибрационных механизмов и т.п.).
Результатом динамических воздействий на приповерхностные грунты является заболачивание осваиваемой территории [2].
2 Технологическая часть
2.1 Основные технические решения по прокладке и технологические
параметры нефтегазопроводов, газопроводов и нефтепроводов
Выбор трасс трубопроводов производился на основе анализа особенно стей рельефа местности, грунтовых условий и характера естественных и ис кусственных препятствий, с использованием топографических материалов и материалов инженерных изысканий.
Технология монтажа трубопроводов
... монтаже трубопроводов необходимо строго соблюдать технические условия и правила производства работ, тщательно контролировать качество поступающих на монтаж труб, деталей и узлов трубопроводов, арматуры и других материалов. 1.2. Технология монтажа внутрицеховых трубопроводов. Внутрицеховые трубопроводы ...
Проектируемые трубопроводы прокладываются надземно, на общих опорах с водоводами и газопроводами. Для компенсации температурных и кольцевых напряжений на трассе рассматриваемого трубопровода преду смотрены «П»-образные компенсаторы. Расстояние в свету между трубопро водами принято с учетом возможной сборки, ремонта, осмотра, нанесения изоляции, а также величины смещения трубопроводов при температурных деформациях, но не менее диаметра трубопровода с теплоизоляцией, соглас но СП 34-116 – 97, пункт 6.15. В пойменной и русловой части реки Большая Хета грунты находятся в талом состоянии, в связи с этим прокладка трубопроводов выполнена подземно. Переход в русловой части предусмотрен методом наклоннонаправленного бурения. Арматура имеет класс герметичности затвора «А» по ГОСТ 9544 – 93. Трубы применяются с заводским наружным антикоррозионным и теплогидроизоляционным покрытием. Для обеспечения проектного теплового режима в процессе эксплуатации нефтегазопроводы приняты в тепловом изоляционном покрытии с устройством скин-эффекта. По климатическим показателям приняты трубы в северном исполнении, класса прочности К52 из стали марки 13ХФА или из стали Х56 по стандарту API 5L уровня PSL 2 с содержанием хрома не менее 0,6 % . Допустимая минимальная температура окружающей среды при хранении теплогидроизолированных труб минус 60 оС, температура транспортируемого продукта от 0 до 40 оС. В связи с тем, что по нефтегазосборным коллекторам транспортируется парафинистая нефть, проектом принята установка узлов пуска, пуска-приема и приема очистных устройств на коллекторах [3].
2.2 Конструктивная характеристика нефтегазопроводов
2.2.1 Категории участков
Нефтегазопроводы согласно СП 34-116 – 97 в зависимости от условного диаметра относятся к I, II или III классу и II категории трубопроводов. Участки нефтегазопроводов на переходах через реки шириной зеркала воды в межень 25 м и более в русловой части и прибрежные участки длинной не менее 25 м каждый от среднемеженного горизонта приняты I категории трубопроводов. Таблица 1 – Категории участков нефтегазопроводов Категория трубо- Коэффициент ус- Количество мон- Величина давления провода и его уча- ловий работы тру- тажных сварных при испытании и
стка бопровода при рас- соединений, под- продолжительность
чете его на проч- лежащих контролю испытания трубо ность, устойчи- физическими мето- провода
вость и деформа- дами, % от общего
тивность, m количества
В 0,60 Принимается по СНиП lll-42 – 90
I 0,75
II 0,75
III 0,90
IV 0,90
2.2.2 Выбор труб и изоляции
По климатическим показателям приняты трубы в северном исполнении, класса прочности К52 и Х56 уровня PSL 2 по стандарту API 5L. В таблице 1 даны механические свойства выбранных труб. Трубы соответствуют повы шенной коррозионной стойкости с повышенным сроком службы с содержа нием хрома не менее 0,6 %.
Соединительные детали трубопроводов (отводы, переходы, тройники) выполняются из сталей, аналогичных материалу труб, применяемых в проек те.
Таблица 2 – Техническая характеристика труб Класс Марка Эквивалент Временное со- Предел те- Минимально допустимые проч- стали по углероду противление кучести, значения ности разрыву, Н/мм2 ударной вязкости KCU-60C.
Н/мм2 Дж/см2 (кгс м/см2 )
основной ме- сварные
талл соединения
К 52 13ХФА 0,43 510 350 34,3 (3,5)
Технология сварки кольцевого стыка трубопровода из труб диаметром 219х8 мм
... сварного соединения кольцевого стыка Общие требования Характеристика труб и соединительных деталей для строительства и ремонта трубопроводов Трубы, детали трубопроводов, запорная арматура и сварочные материалы, применяемые при выполнении сварочных работ должны пройти ...
(толщина
стенки от 6мм
до 12мм вклю 39,2 (4,0)
чительно)
(для всех Х 56 — 0,43 490 386 39,2 (4,0)
толщин)
(толщина
стенки свыше
12мм до 25мм
включительно)
Проектом предусмотрен линейный обогрев трубопроводов и в соответствии с этим трубы, отводы, тройники, переходы поставляются с заводской установкой одной или двух труб диаметром 32 мм из стали 10 для устройства «скин – эффекта». Тепло-гидроизоляция наносится на трубы после установки трубок – нагревателей.
Заводское антикоррозионное и теплогидроизоляционное покрытие труб состоит:
- первый слой – эпоксидное покрытие = 0,35 мм;
- второй слой – пенополиуретан плотностью не менее 75 кг/м3 = 100 мм (для труб Ду 300 и менее -80 мм);
- третий слой – спиральновитая оболочка из оцинкованной стали = 1,1 мм первого класса покрытия.
Для антикоррозионной изоляции сварных соединений труб применяются двухкомпонентный эпоксидный праймер ТИАЛ-П по ТУ 2293-002-58210788 – 2004, термоусаживающаяся манжета ТИАЛ-М-450 в комплекте с замковой пластиной ТИАЛ-3П-450. Для теплогидроизоляции – сегменты из «Пеноплекса-35», термоусаживающаяся манжета ТИАЛ-М-650 с замковой пластиной ТИАЛ-3П, кожух из оцинкованной стали, адгезивная лента ТИАЛ-3П650 для герметизации краевых зон кожуха. Покрытие наносится в трассовых условиях [4].
2.2.3 Прокладка трубопроводов
Ввиду наличия по трассе трубопроводов многолетнемерзлых грунтов, имеющих сплошное распространение, трубопроводы прокладываются надземно на опорах высотой 2 м – выше максимального уровня снегового покрова не менее чем на 0,1 м. Номинальный шаг опор 7…8 м, 15 м для больших диаметров.
Выбор трасс трубопроводов производился на основе анализа особенностей рельефа местности, грунтовых условий и характера естественных и искусственных препятствий с использованием топографических материалов, и материалов инженерных изысканий.
Проектом предусматривается коллекторная система сбора. Расстояние в свету между трубопроводами принято с учетом возможной сборки, ремонта, осмотра, нанесения изоляции, а также величины смещения трубопроводов при температурных деформациях, но не менее диаметра трубопровода с теплоизоляцией, согласно СП 34-116 – 97, пункт 6.15. Прокладка трубопроводов предусмотрена с компенсацией продольных деформаций, возникающих при изменении температуры и давления.
По расчетам в программе «Старт» длина температурного блока с «П»образным компенсатором для каждого диаметра трубопровода приведена в таблице 3. Угол боковой грани компенсатора с осью трубопровода принят 90 о С. Отводы приняты радиусом 5Дy. Вылет компенсатора составляет 25 м по оси трубопровода (рисунок 1).
В конце и в начале температурного блока устанавливаются неподвижные опоры. Все опоры должны быть заводского изготовления с термообработкой сварных швов и теплоизоляцией неподвиж ных опор. Основной частью неподвижной опоры является патрубок, после чего к патрубку приваривается футляр с опорной частью, которая крепится к строительной раме. Пространство между футляром и патрубком заполняется пенополиуретаном с проложенными в нем трубками для скин-эффекта. Для подвижных и свободноподвижных опор с целью облегчения, скольжения по опорной плите предусматривается прокладка из антифрикционного материа ла, не теряющего свои свойства при температуре минус 60 оС и имеющего коэффициент трения 0,1 [4].
Строительство магистральных трубопроводов
... работ Подготовительные работы при строительстве линейной части магистральных трубопроводов можно разделить на работы, выполняемые внутри строительной ... следующие подготовительные работы на трассе: расчистить полосу отвода трубопровода от леса, кустарника, пней и валунов; o ... базы для сборки труб в секции, приготовления битумной мастики, стационарной изоляции труб и централизованного технического ...
Таблица 3 – Техническая характеристика температурного блока
расчетные Расстояния между подвижными
длины опорами, м
участков, расчетная Наружный Размеры ком- расчетные принятые
не менее длина тем диаметр пенсатора.
пературно- проДн(мм)хS Вылет Нм/ про го блока, в межу (мм) полка Вм (м), (м), межу (м), крайние крайние точ L1 L2 точ ные
ные
114х8 110 110 250 5,2 6,5 5 6 159х8 150 150 330 6,5 8,2 6 8 219х10 210 210 450 8,4 10,5 8 10 273х11 270 270 570 9,9 12,3 9 12 325х12 25х30 320 320 670 11,1 13,9 11 13,5 377х12 370 370 770 12,3 15,3 12 15 426х12 420 420 870 13,3 16,7 13 16,5 530х14 530 530 1090 15,7 19,6 15,5 19 720х17,5 720 720 1470 19,7 24,6 19 24 Рисунок 1 – Схема типового температурного блока
2.2.4 Опоры под промысловые трубопроводы
Опоры под промысловые трубопроводы приняты рамные одно, двух и трех стоечные с траверсами из прокатных профилей. В качестве стоек приняты сваи-трубы диаметром 325×10 мм, 530×10 мм. Неподвижные опоры приняты пространственными жесткими неизменяемыми конструкциями шести стоечные на свайных фундаментах, воспринимающими горизонтальные усилия. Длина свай принимается с учетом конкретных геологических условий. Фундаменты – свайные, сваи из металлических труб по ГОСТ 8732 – 78, балочный ростверк из металлопроката [6].
2.2.5 Надземные переходы П1, П2
Надземные переходы через дорогу выполнены из прокатного профиля. Опоры четырех стоечные и пространственные фермы с траверсами для установки опор под технологические трубопроводы. В зависимости от расположенных на переходе диаметров трубопроводов приняты две ширины траверсы, различные переходы устанавливаются на свайные фундаменты из металлических труб ГОСТ 8732 – 78 [6].
3 Монтаж и сварка технологических и промысловых трубопроводов
Для прокладки трубопроводов на кустовых площадках приняты термообработанные трубы от Ду57 до Ду400 с наружным антикоррозионным покрытием, в теплоизоляции и с электрообогревом. Проектируемые трубопроводы на кустах скважин, приняты из стальных бесшовных горячедеформированных труб из стали 13ХФА с классом прочности не ниже К52. Работы по монтажу и сварке трубопроводов выполняются при соблюдении требований СНиП 3.05.05 – 8, СП 34-116 – 97, ВСН 006 – 89 и СНиП 12 04 – 2002 и по технологическим картам, разрабатываемым в ППР на основе рабочей документации.
До начала работ по монтажу и закреплению трубопроводов на опорах должны быть выполнены и приняты по акту все предшествующие виды ра бот (установка свай, стоек, монтаж ригелей, опор и оборудования).
Трубо проводы допускается присоединять только к закрепленному на опорах обо рудованию. Соединять трубопроводы с оборудованием следует без перекоса и дополнительного натяжения. Неподвижные опоры закрепляют к опорным конструкциям после соединения трубопроводов с оборудованием. Перед ус тановкой сборочных единиц трубопроводов в проектное положение гайки на болтах фланцевых соединений должны быть затянуты и сварные стыки зава рены.
Монтаж трубопроводов выполняется с использованием автомобильного крана или трубоукладчиков соответствующей грузоподъемности в зависимо сти от диаметра трубопровода и высоты свайных опор. Для предотвращения повреждения теплоизоляционного покрытия подъемные механизмы оснаща ются мягкими полотенцами, а монтажные опоры оборудуются мягкими на кладками из резины или транспортерной ленты.
Устройство и принцип работы автомобиля ЗиЛ
... и применяются на современных автомобилях. Рассмотрим двигатель ЗиЛ-130: Двигатель состоит из механизм и систем обеспечивающих его работу: кривошитно-шатунный механизм, газораспределительный механизм, система охлаждения, ... подъемник запасного колеса. 2.Двигатель ЗиЛ-130: Двигателем называется машина, в которой тот или иной вид энергии преобразуется в механическую работу. Двигатели, в которых тепловая ...
Монтаж трубопроводов по эстакаде выполняется в следующей последо вательности:
- сварка секций (плетей) трубопровода на монтажной площадке;
- подача автомобильного крана (трубоукладчика) к месту монтажа трубопровода;
- строповка и подъем автомобильным краном (трубоукладчиком) плети (секции) трубопровода, установка ее на опоры и временное закрепление;
- расстроповка секции (плети);
- сварка стыков уложенной секции (плети) на опорах;
- выверка линий трубопроводов на опорах и окончательное закрепление.
Все сварщики и специалисты сварочного производства должны быть ат тестованы в соответствии с требованиями следующих документов:
- СП 34-116 – 97. Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов;
- ПБ 03-273 – 99. Правила аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства;
- РД 03-495 – 02. Технологический регламент проведения аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства.
Перед началом производства работ подрядчик обязан произвести атте стацию технологии сварки, которую он планирует к использованию, включая ремонт, специальные сварочные работы, в соответствии с СП 34-116 – 97 и РД 03-615 – 03 «Порядок применения сварочных технологий при изготовле нии, монтаже, ремонте и реконструкции технических устройств для опасных производственных объектов» [9].
Сварочное оборудование, включая источники сварочного тока, свароч ные агрегаты должны быть аттестованы в соответствии с положениями РД 03-614 – 03 «Порядок применения сварочного оборудования при изготовле нии, монтаже, ремонте и реконструкции технических устройств, для опасных производственных объектов». Все сварочные материалы должны быть атте стованы в соответствии РД 03-613 – 03 «Порядок применения сварочных ма териалов при изготовлении, монтаже, ремонте и реконструкции технических устройств, для опасных производственных объектов». Сварочные материалы (электроды) следует хранить преимущественно в отапливаемых помещениях при температуре не ниже плюс 15 °С в условиях, предохраняющих от загряз нения, увлажнения и механических повреждений.
При выполнении сварки трубопровода в проектном положении (на опорах) при высоте более 3,0 м применяются автогидроподъемники типа ВС 22А. При выполнении строительно-монтажных работ необходимо учитывать, что укладка трубопроводов по эстакаде должна быть выполнена без изгибов и переломов, для чего опорную конструкцию выверять по уровню с учетом рельефа. При выполнении сварочных работ следует своевременно оформлять исполнительную производственную документацию в соответствии с ВСН 012 – 88, часть II, в том числе:
- список сварщиков, составляемый службой главного сварщика, форма № 2.3;
- журнал сварки труб, который ведет производитель работ, форма № 2.6, 2.6 (а).
Для обеспечения требуемого уровня качества сварки необходимо произ водить:
- систематический операционный (технологический) контроль, осуществляемый в процессе сборки и сварки;
- визуальный контроль (внешний осмотр) и обмер готовых сварных соединений;
- проверку сварных швов неразрушающими методами контроля.
Визуально-измерительный контроль (ВИК) проводится инспектором по контролю качества или специалистом по неразрушающему контролю, атте стованных на проведение ВИК не ниже 2-го уровня в соответствии с требо ваниями РД 03-606 – 03. Сварные стыки, прошедшие визуальный измери тельный контроль, подвергаются неразрушающему контролю в объёме и ме тодами, указанными в проекте, СНиП 3.05.05 – 84 и ПБ 03-585 – 03 ультра звуковым методом в объеме:
- трубопроводы I категории – 20 %;
- трубопроводы II категории – 10 %;
- трубопроводы III категории – 2 %.
При сварке разнородных сталей сварные швы технологических трубо проводов подвергаются ультразвуковым методом контроля в объеме 100 %. Сварные соединения захлестов, ввариваемых вставок и приварки арматуры подвергаются дублирующему контролю ультразвуковым методом в объеме 100 %. Контроль качества сварных соединений неразрушающими методами производится работниками службы контроля (ПИЛ специализированных управлений по контролю).
К проведению контроля допускаются инженерно технические работники, имеющие квалификацию не ниже второго уровня.
Для проведения работ по контролю качества сварных соединений ис пользуются передвижные лаборатории подрядчика, прошедшие аккредита цию на техническую компетентность, а также имеющие лицензию Ростех надзора на проведение работ по неразрушающему контролю. По результатам визуального и измерительного контроля оформляются:
- акт визуального и измерительного контроля (форма согласно РД 03-606 – 03, приложение Ж);
- заключение по проверке качества сварных соединений физическими методами контроля (форма №2.9 ВСН 012 – 88, часть II).
Монтаж и сварка промысловых трубопроводов выполняется в соответст вии с проектом и по аналогичной технологии монтажа технологических тру бопроводов. До начала производства работ по монтажу захлестных стыков должны быть выполнены и приняты по акту все предшествующие виды ра бот (установка свай, монтаж ригелей и опорных ложементов, сварка и уклад ка плетей на прямолинейных участках, укрупнительная сборка, сварка и ус тановка на опоры компенсаторов).
Если к моменту начала работ по монтажу захлестов образовался снежный покров на поверхности трубы, то необходи мо его удалить, создав свободную от снега зону, определяемую расстоянием по 30 – 40 м от стыка в каждую сторону. Все опоры на данном расстоянии должны оставаться в состоянии временного закрепления; это обусловлено тем, что в процессе монтажа захлестов может потребоваться технологическое смещение концов плети (с целью обеспечения условий для беспрепятствен ной сборки захлестных стыков).
Захлестный стык запрещено выполнять на трубах с различной толщи ной стенки, а также в составе компенсатора. Запрещается выполнять замы кающий стык на трубе с неподвижной опорой. Перед сборкой захлестного стыка необходимо удалить избыток длины, осуществляя резку той трубы, ко торой заканчивается прямолинейная плеть; трубу, входящую в состав компенсатора, укорачивать не допускается. На тех участках трассы, где проектная высота трубопровода над поверхностью земли превышает 1,5 м, необходимо применять при выполнении всех операций, связанных с монтажом захлестных стыков монтажные подмости или другие приспособления, конструкции которых представляются в ППР. Если монтируемые стыки расположены на небольшой высоте до 1,5 м, то для обеспечения удобства и безопасности выполнения работ достаточно пользоваться типовыми приставными лестницами. Высота подъема конца плети относительно проектного положения трубопровода должна составлять не менее 150…200 мм. В состав работ по монтажу захлесточного стыка входит:
- разметка и резка гидроизоляционного покрытия и плети;
- очистка конца обрезанной плети от остатков изоляции;
- зачистка кромок и снятие фасок с обрезанной плети;
- сборка и ручная электродуговая сварка захлесточного стыка электродами с основным видом покрытия;
- контроль сварного шва неразрушающими методами;
- изоляция и теплоизоляция сварного стыка захлеста.
Монтаж и сварка захлесточных (замыкающих) стыков трубопроводов производится на эстакаде с использованием трубоукладчиков. Сварные стыки захлестов подвергаются визуально-измерительному контролю и неразрушающему контролю в объеме и методами, указанными в проекте и в таблице 34 СП 34-116 – 97 (200 %): -100 % стыков – радиографический контроль; -100 % стыков – ультразвуковой контроль (дублирующий).
По результатам визуально-измерительного, радиографического и ультразвукового контроля составляется заключение по форме, представленной в ВСН 012 – 88, ч.II, Форма 2.9 и Форма 2.10 [9].
4 Фасонные детали трубопровода
Фасонные детали, они же фитинги (англ. to fit – подходить, подгонять), – это детали трубопроводов, которые служат для соединения отдельных труб и используются в местах переходов, поворотов, разветвлений, изменений углов наклонов, креплений. Примером таких технологических элементов являются: отводы, тройники и переходы.
4.1 Тройники
Тройники – это детали, с помощью которых устраивают разветвления трубопроводов. Тройники различают равнопроходные (без изменения диаметра ответвления) и переходные (с изменением диаметра ответвления).
По способу изготовления тройники бывают сварные (рис. 2, а) и штампованные (рис. 2, б).
В отличие от сварных штампованные тройники благодаря бесшовному плавному сопряжению горловины с корпусом обладают более высокой прочностью. Штампованные тройники (ГОСТ 17376 – 2001) изготовляют из углеродистой стали с Dу от 40 до 400 мм на Pу от 0,1 до 10 МПа.
Рисунок 2 – Тройники: а – сварной, б – штампованный
4.2 Переходы
Переходы, применяемые для изменения диаметра трубопровода, разделяют на штампованные и сварные. Штампованные переходы, которые могут быть концентрические (рис. 3, а) и эксцентрические (рис. 3, б), изготовляют из труб методами горячей штамповки в соответствии с ГОСТ 17378 – 2001 и применяют в трубопроводах, рассчитанных на давление от 0,1 до 10 МПа и температуру транспортируемого вещества до 450 °С. Преимущества штампованных переходов – малая длина, гладкая внутренняя поверхность, уменьшающая внутренние сопротивления в трубопроводе, высокая точность размеров. Сварные переходы (рис. 3, в), предназначенные для работы под давлением до 1,6 МПа при температуре до 200 °С, изготовляют из труб путем вырезки соответствующих клиньев и подгибки (в горячем состоянии) образовавшихся на трубе лепестков до соприкосновения их один с другим. Для подгибки на лепестках снимают фаски. Сварные переходы изготовляют также из листового металла (рис. 3, г).
I – штампованные, II – сварные, а – концентрический, б – эксцентриче ский, в – из трубы, г – из листа
Рисунок 3 – Переходы
4.3 Отводы
Отводы – соединительные детали трубопровода, устанавливают при изменении направления трубопровода в процессе монтажа. Отводы изготавливаются из стали, стали с повышенной коррозионной и холодостойкостью, легированных сталей. Изменение направления достигается за счет того, что отвод позволяет присоединить трубы под требуемым по условиям эксплуатации углом. На данный момент серийно производятся отводы с углами 20°, 30°, 45°, 60°, 90°, 110°, 130°, 150° и 180°. Также отвод различаются по отношению радиуса поворота детали к условному проходу трубопровода.
Нормальные отводы отличаются величиной своего радиуса. Нормальные отводы (рис. 4, а) имеют радиус изгиба R:
R (3…4,5) Dн ,
(1)
где Dн – наружный диаметр трубы.
Длина прямого участка (от начала изгиба) должна быть не менее Dн трубы, но не менее 100 мм, а овальность в месте изгиба не превышать 10 % от Dн трубы. Эти отводы изготовляют способом холодного или горячего гнутья.
а – нормальный, б – крутоизогнутый, в – сварной
Рисунок 4 – Отводы
Крутоизогнутые отводы (рис. 4, б) имеют радиус изгиба, величина которого не превышает одного наружного диаметра трубы. У таких отводов нет прямых участков, а скос кромки под сварку расположен в месте окончания изгиба. Это дает возможность применять крутоизогнутые отводы в тесных местах, и, кроме того, позволяет сократить расход труб для изготовления отводов. Крутоизогнутые отводы изготовляют способом горячей штамповки или протяжки и выпускают изогнутыми под углом 180°; 90°; 60° и 45°. Отводы с углом изгиба 180 ° обычно называют калачами. Размеры и масса крутоизогнутых отводов меньше, чем у нормальных. Крутоизогнутые отводы для трубопроводов с Dу от 40 до 600 мм изготовляют в соответствии с ГОСТ 17375 – 2001. Сварные отводы (рис. 4, в) изготовляют из отдельных вырезанных из труб секций, которые затем сваривают. Радиус изгиба R этих отводов составляет не менее 1,5 диаметра трубы. Сварные (секционные) отводы применяют для трубопроводов с Dу , более 600 мм. По способу изготовления отводы подразделяются на:
- крутоизогнутые бесшовные отводы;
- штампосварные крутоизогнутые отводы;
- сварные секционные отводы;
— гнутые холоднокатаные отводы. Крутоизогнутые бесшовные отводы отличаются малым радиусом изгиба, составляющим 1…1,5 условного диаметра трубы. Их высокая прочность обеспечивается отсутствием утонения стенок как на выгнутой, так и на вогнутой образующих. Кроме того, поскольку деталь не имеет прямых участков на концах, у нее сравнительно небольшой вес. Еще одно преимущество такого отвод – его небольшие габариты, что позволяет компактное расположение трубопровода и, как следствие – экономный расход производственной площади. Изготавливаются изделия путем протяжки по рогообразному сердечнику на гидравлических прессах или путем штамповки. Крутоизогнутые отводы можно устанавливать на всех типах технологических трубопроводов. Крутоизогнутые штампосварные отводы аналогичны крутоизогнутым бесшовным отводам, с той разницей, что изготавливаются они методом штамповки с последующей сваркой шва. Используются такие изделия преимущественно в нефтяной и газовой промышленности на трубопроводах с давлением до 10,0 МПа. Их меньшая прочность по сравнению с бесшовными (или цельнотянутыми) отводами обусловлена именно наличием шва. Сварные секционные отводы изготавливают из бесшовных и электросварных труб. Технология изготовления такова: из труб вырезаются отдельные секции или участки, которые затем собираются под углом друг к другу, так, чтобы конструкция образовывала требуемый угол изгиба. Обычно таких секций три или четыре. Затем секции свариваются между собой, образуя единую деталь. Такие отводы отличаются малым радиусом изгиба, составляющим 1 – 1,5 условного диаметра трубы. Данный способ изготовления предполагает низкую прочность детали, поэтому отвод этого типа используются при давлениях до 6,4 МПа и только в том случае, если в данный момент отсутствуют гнутые или крутоизогнутые отводы требуемых параметров. Гнутые бесшовные отводы выполняются из труб-заготовок, требуемая форма которым придается на трубогибочных станках. Гнутье осуществляется как в холодном, так и в горячем состоянии, в зависимости от технологии производства. Выбор технологии не влияет на качество изделия, но сам процесс гибки подразумевает утонение стенок. По этой причине радиус изгиба изделия не может быть меньше двух условных диаметров труб. Также технология гибки не позволяет получить скругленные концы у детали, в результате чего на концах таких колен получаются прямые участки, увеличивающие вес и габариты изделия. В целом, у таких отводов широкая сфера применения и хорошие характеристики, но они трудоемки в производстве. Поэтому их рекомендуется использовать при отсутствии крутоизогнутых отводов из требуемого материала (например, легированной стали), а также в случаях, когда по проекту требуется больший радиус изгиба [10].
5 Расчетная часть
5.1 Влияние малоградусных отводов на надежность трубопровода
Ознакомившись с проектной документацией по строительству внутрипромысловых трубопроводов рассматриваемого месторождения, я обнаружил, что для вертикального повторения рельефа местности применяются отводы от 1о до 26о.
Исходя, из расположения месторождения климат здесь преобладает арктический, резко континентальный, а годовой перепад температур составляет 100 оС, поэтому при работе трубопровода температура перекачиваемых продуктов тоже колеблется, несмотря на теплоизоляцию трубы. Перепад температуры перекачиваемой жидкости составляет: t жид =16 °C , при t воздуха =-39°C ;
min
t жидmax =30 °C , при t воздуха =26°C . Отсюда следует вывод, что перепад температур
равен:
t tжидmax tжидmin ,
(2)
где tжид min
- минимальная температура перекачиваемой жидкости;
- tжидmax – максимальная температура перекачиваемой жидкости.
t 30 16 14°C,
Измерение температуры перекачиваемой жидкости производились при пропуске очистных устройств. При таком перепаде температур значительную роль играет линейное расширение трубопровода. Рассмотрим расчет линейного расширения трубопровода на участке 167 м. от неподвижной опоры до П-образного компенсатора. На данном участке трубопровода имеются два отвода 3о и 2о. Согласно формулы линейного расширения трубопровода
L L t , (3)
где — коэффициент теплового расширения;
- L – длина участка трубопровода в мм.;
- t – перепад температур;
- 13 106 С( 1) . Линейное расширение, поглощаемое компенсатором должно составлять:
Lобщ 0,000013 167000 14 30, 4 мм , но так как на данном участке смонти рованы малоградусные отводы, то данное линейное расширение разделяется на участки согласно рисунку 5. Разделение на участки произошло из-за того, что трубопровод «принудительно» заставили повторить изгиб рельефа местности, а отвод не может передать линейное расширение дальше по трубе, а только переместится на расстояние линейного расширения, тем самым изменит местоположение отвода. Независимо от направления потока жидкости линейное расширение будет направлено от неподвижной опоры в сторону компенсатора. В нашем случае первый участок от неподвижной опоры, до первого отвода составит 52 м. Отсюда следует, что линейное расширение на данном участке составит L1 0,000013 52000 14 9, 464 мм, а это значит, что первый отвод сместится в
сторону компенсатора на данное расстояние. Аналогичный процесс произойдет на втором участке, со вторым отводом: L2 0,000013 35000 14 6,37 мм.
Рисунок 5 – Фрагмент схемы разделения на участки
Линейное расширение будет компенсироваться расстоянием перемещения отводов. По рисунку 6 (А) видно, что отводы, перемещаясь, изменяют угол трубопровода, а это в свою очередь создает нагрузки в сварном шве и околошовной зоне малоградусного отвода и трубопровода в целом. Данные зоны становятся концентраторами напряжений и влекут за собой образование трещин, а также изгибающего момента на трубопроводе, что приводит к изгибу и оказывает давление на опоры. На рисунке 6 (Б) видно, что при прокладке трубопровода методом упругого изгиба линейное расширение полностью поглощается компенсатором [11].
1 – линейное перемещение трубопровода, 2 – сварной шов отвода после ли нейного перемещения, 3 – сварной шов отвода до линейного перемещения,
4 – положение отвода после линейного расширения
Рисунок 6 – Сравнение способов прокладки трубопроводов
Согласно проекту компенсатор должен поглощать линейное расширение Lобщ 30, 4 мм, но так как на участке установлены малоградусные отводы
происходит разделение нагрузки, что приводит к изменениям линейного расширения на участке L3 . Данное расширение составит L3 0,000013 80000 14 14,56 мм.
Из выше приведенных расчетов можно сделать вывод, что малоградусные отводы не только нивелируют работу компенсатора, но и создают знакопеременные нагрузки в трубопроводе, опорах, в околошовной зоне и сварном шве отвода и трубы [13].
5.2 Расчет давления на сварной шов
Произведем расчет давления на сварной шов на первом плече (между неподвижной опорой и первым отводом) используя закон Гука «Деформации при растяжении-сжатии».
При малых деформациях ( х 1) сила упругости пропорциональна де формации тела и направлена в сторону, противоположную направлению пе ремещения частиц тела при деформации:
Fx Fупр kx,
(4)
где Fx – деформация тела;
- Fупр – сила упругости;
- k – жесткость тела;
- x – величина деформации.
Это соотношение выражает экспериментально установленный закон Гу ка. Коэффициент k называется жесткостью тела. В системе СИ жесткость измеряется в ньютонах на метр (Н/м).
Коэффициент жесткости зависит от формы и размеров тела, а также от материала. В физике закон Гука для де формации растяжения или сжатия принято записывать в другой форме. От ношение величины деформации к единице называется относительной дефор мацией, а отношение силы к площади поперечного сечения деформированно го тела, называется напряжением. Тогда закон Гука можно сформулировать так: относительная деформация ε пропорциональна напряжению σ :
,
E (5) где E – модуль Юнга;
- – напряжение.
Модуль Юнга зависит только от свойств материала и не зависит от размеров и формы тела. Модуль Юнга различных материалов меняется в широких пределах. Для стали Е 2,1106 кгс / см .
Относительная деформация (относительное удлинение) – отношение удлинения к начальной длине стержня определяется
l
,
l (6)
где l – длина деформации, в нашем случае l3 9, 464 мм 0,009464 м.;
- l – дина плеча ( L1 52 м ).
0, 009464
0, 000182.
Напряжение рассчитывается по формуле
E,
(7)
где E – модуль упругости, E – 2,1 106 кгс/см2 ;
- ε – относительная деформация.
По формуле получаем:
кгс
0, 000182 2,1106 389, 7 38, 7 МПа.
см2
6 Безопасность жизнедеятельности
В настоящее время самым экономически целесообразным видом транспорта является трубопроводный.
Однако при нарушении правил техники безопасности нефтепровод может стать источником техногенных аварий, приводящих к загрязнению окружающей среды, пожарам, разрушениям, гибели людей, значительным материальным потерям.
Проблема своевременного и достоверного прогнозирования, предупреждения и ликвидации последствий ЧС на трубопроводном транспорте является актуальной [12].
6.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов
Межпромысловый нефтепровод, протяженностью 101 км, находится на севере Красноярского края на территории Таймырского Долгано-Ненецкого АО и Туруханского района.
Рабочим местом трубопроводчика линейного является открытая площадка линейной части нефтепровода, где происходит выполнение монтажных и восстановительных работ с использованием сварки; ревизия и ремонт задвижек и кранов; демонтаж и установка контрольно-измерительных приборов; продувка и опрессовка участков трубопровода и монтажных узлов, монтаж переходов, захлестов и катушек, а также другие виды работ.
При обслуживании линейной части нефтепровода трубопроводчик может быть подвержен воздействию следующих опасных и вредных факторов:
- повышенная или пониженная температура поверхностей оборудования, материалов (ожоги);
- повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны (обморожение, солнечные и тепловые удары);
- повышенный уровень напряжения в электрической цепи;
- повышенный уровень давления в технологическом оборудовании и трубопроводах;
- пожаро- и взрывоопасность;
- токсичное воздействие на организм человека (токсичные пары и газы).
Основными аварийными и чрезвычайными ситуациями являются пожар, взрыв, токсический выброс, а также утечка продукта через разрывы и свищи.
Причинами аварийных ситуаций чаще всего являются:
- наружная и внутренняя коррозия;
- механические повреждения;
- производственный дефект труб;
- брак сварки.
В результате аварий на магистральных трубопроводах окружающей среде наносится серьезный экологический ущерб. При разрушении нефтепровода возникают механические повреждения природного ландшафта и рельефа, нарушение целостности почвенно-растительного покрова, что приводит к большим экономическим потерям [12].
6.2 Инженерные решения по обеспечению безопасности работ
Проектируемый объект располагается на севере Красноярского края. Работы выполняются на открытом воздухе круглый год в дневное время суток, независимо от температурного режима и осадков.
Климат местности достаточно суров. Зима длинная морозная с сильными ветрами и высокой влажностью, длится около 8 месяцев, абсолютная минимальная температура воздуха холодного периода года достигает -57 °С. Средняя месячная относительная влажность воздуха наиболее холодного месяца 74 %. Лето короткое и прохладное. Абсолютная максимальная температура воздуха, +32 °С, средняя месячная относительная влажность воздуха наиболее теплого месяца 70 %. Из-за многолетней мерзлоты почва перенасыщена влагой, поэтому там много озер и болот. Среднегодовая температура воздуха -9,4 °С [13].
Для выполнения планового обслуживания трасс магистральных нефтепроводов предусматривается линейная эксплуатационная служба (ЛЭС).
Одна ЛЭС обслуживает участок трассы нефтепровода протяженностью 200…250 км, (по болотам, в горной местности) 80…100 км. Техническое обслуживание и наблюдение за магистральными нефтепроводами и сооружениями на трассе предусматривается с использованием подъездных дорог и вдоль трассовых проездов, с применением проходимой техники и воздушного транспорта [14].
6.3 Санитарно-гигиенические требования к помещению и размеще-
нию используемого оборудования
Таблица 4 – Фактическое состояние условий труда на рабочем месте №
Фактический уровень
Класс условий труда,
степень вредности и
Величина отклонения
Продолжительность
производственного
Дата проведенного
допустимый
Наименование про
воздействия
ПДК, ПДУ,
измерения
опасности
уровень
фактора
изводственного
фактора
Код
фактора, единица
измерения
1 5.00 Тяжесть трудового 11.04.14 — 3.1 1
процесса 2 5.00 Напряженность тру- 11.04.14 — 2 1
дового процесса 3 4.50 Шум, дБА 80 11.04.14 87 — 3.2 1 4 4.62 Температура, Со 20 11.04.14 22.4 — 2 1 5 4.64 Влажность, % 35 11.04.14 43 — 2 1 6 4.63 Скорость движения 0.1 11.04.14 0,1 — 2 1
воздуха, м/с 7 4.68 Освещенность, лк 300 11.04.14 160 2 2 0.5 8 4.67 КЕО, % 0.6 11.04.14 1,3 — 2 0,5 9 4.66 ТНС, С 21 11.04.14 17,8 — 2 0.8
10 4.65 Тепловое излучение, 140 11.04.14 1272 — 3.1 0.8
Вт/см2 11 2.00 Вредные химические
вещества в воздухе
рабочей зоны, мг/м3 2 11.04.14 0.1 7 2
Стирол
6.4 Обеспечение безопасности технологического процесса
6.4.1 Искусственное освещение
Правильно выполненное освещение цеха по техническому обслуживанию, эксплуатации и ремонту трубопроводов способствует повышению эффективности и безопасности слесарных работ, снижает травматизм и утомляемость, сохраняет высокую работоспособность.
Для того чтобы не допустить повышения уровня травматизма, рассеянности, низкой продуктивности работы и несоответствием освещения рабочих мест, необходимо рассчитать систему освещения в помещении цеха ЦТОЭиРТ [15].
6.4.2 Расчет искусственного освещения
Расчет системы освещения цеха должен соответствовать санитарным нормам и должен быть выполнен в соответствии с СанПиН 2.4.2.2821 – 10 «Санитарно-эпидемиологические требования к условиям и организации обучения в общеобразовательных учреждениях». Искусственное освещение подразделяют на комбинированное, местное и общее. При расчете искусственного освещения в производственных помещениях применяются разные методы.
Наиболее распространенным и простым являются метод светового потока. Согласно СанПиН 2.4.2.2821 – 10 уровень освещения должен соответствовать нормам: 300 – 500лк. Для расчета берём минимальный уровень освещения Ен = 300лк. В помещении цеха установлено 9 светильников типа ЛДР (2х40 Вт).
Длина 1,24 м, ширина 0,27 м, высота 0,10 м. Тип ламп ЛБ40, мощностью 40 Вт. Количество ламп 18 штук. Люминесцентные лампы более экономичны, чем лампы накаливания, дают свет близкий по спектру дневному, в 4 – 5 раз долговечнее ламп накаливания, яркость не превышает гигиенического уровня. Световой поток, Ф который должна излучать каждая электрическая или газоразрядная лампа (при заданном количестве ламп), рассматривают по формуле (8)
Eн S K з Z
Ф , (8)
N
где Eн – нормируемая минимальная освещённость, лк;
- S – площадь освещаемого помещения, м ;
- K з – коэффициент запаса, учитывающий загрязнение светильника (по СниП 23-05 – 95 «Естественное и искусственное освещение» K з = 1,4);
- коэффициент минимальной освещенности ( Z =1,1);
- Z N – число ламп в помещении; – коэффициент использования светового потока. Световой поток Ф выбранной лампы (ЛБ-40) равен (2480 лм).
Отсюда количество ламп в помещении равно:
Eн S K з Z
N ,
Ф (9)
Количество ламп (ЛБ-40) в помещении цеха равно 18. Коэффициент использования светового потока выбирают по следующим данным:
- коэффициент отражения побеленного потолка п =70 %;
- коэффициент отражения света от стен, окрашенных в светлую краску с =50 %;
- коэффициент отражения света от пола, покрытого линолеумом темного цвета р =10 %;
- индекс помещения находим по формуле:
S
I ,
h ( a b) (10)
где S – площадь помещения (м2);
- h – высота подвеса светильника (м);
- a – длина помещения (м);
- b – ширина помещения (м).
I 1, 22.
2,8 14
Коэффициенты отражения ограждающих поверхностей определяются согласно СниП II-Л.4-62. Высоту подвеса светильника рассчитываем по формуле
hп H (hкр hр ),
(11)
где H – высота помещения, м;
- hкр – расстояние от потолка до нижней кромки светильника, м;
- hр – высота рабочей поверхности от пола, м.
hп 3,3 (0,1 0,8) 2,6 м.
Исходя из расчетов, делаем вывод, количество ламп установленных в помещении цеха, не удовлетворяет расчетным данным. Следовательно, данное помещение не соответствует установленным требованиям искусственного освещения.
Для устранения выявленного замечания, в помещении цеха требуется установить один дополнительный светильник ЛДР (2х40 Вт) как минимум с одной люминесцентной лампой ЛБ-40.
Обнаруженные отклонения от норм устраняют путем изменения типа ламп и их мощности или заменой светильников.
Следовательно, чтобы поддерживать светоотдачу светильников и света пропускную способность окон на заданном уровне, проводят их чистку, не менее двух раз в год, а также проводить своевременную замену перегоревших ламп.
Расстояние от крайних светильников до стены определяется по формуле
l lb la L, (12)
где L – расстояние между соседними светильниками, м;
- l – расстояние от крайних светильников до стены, м;
- la =0,5 м;
- lb =0,3 м.
Светильники типа ЛДР с люминесцентными лампами ЛБ-40 в помеще нии цеха установлены рядами, три светильника в ряд с раздельным включе нием линий светильников. Общий числовой поток светильника ЛДР (2х40 Вт) равен 4960 лм.
В рабочих помещениях следует применять систему общего освещения. Светильники с люминесцентными лампами располагаются параллельно све тонесущей стене на расстоянии 1,2 м от наружной стены и на расстоянии 1,5 м от внутренней [15].
6.5 Обеспечение пожарной и взрывопожарной безопасности
Пожары на объектах МН являются, как правило, следствием аварий, которые могут произойти по различным причинам, таким как коррозионные повреждения, дефекты труб и сварных швов, нарушение правил эксплуатации, внешние воздействия и др. Так же причинами пожаров могут являться несоблюдение правил пожарной безопасности, курение в неположенном месте.
Нефть относится к ЛВЖ категории пожаровзрывоопасных веществ, температура самовоспламенения нефтей от 222 до 256 ºС. В таблице 7 для нефти и ее составляющих приведены значения нижнего и верхнего концентрационного предела (НКПР и ВКПР) и предельно-допустимая взрывобезопасная концентрация (ПДВК) [17].
Все объекты МН должны быть оборудованы телефонной и радиосвязью, а также автоматической пожарной сигнализацией, для оперативного вызова дополнительных сил и средств в случае пожара.
Здания, сооружения и другие объекты МН подлежат защите автоматическими установками пожаротушения (АУПТ)
6.6 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях
Для исключения аварийных ситуаций на МН используют различные средства и новые технологии.
Для гашения колебаний давления, вибрации и гидроударов применяют стабилизаторы давления. Для проверки состояния трубопроводов, их элементов и деталей, назначают периодические ревизии, проводят гидравлические испытания на прочность давлением воды. Специальные лаборатории дефектоскопии и анализа металлов проводят ультразвуковой контроль толщины стенки труб и деталей трубопровода, контроль состояния сварных швов (визуальный, магнитографический, радиографический метод), рентгеноконтроль, капиллярный контроль [18].
В результате возможных чрезвычайных ситуаций на МН могут возникнуть следующие поражающие факторы:
- механическое воздействие вследствие разлета осколков, зона действия поражающего фактора 30 м;
- термическое воздействие при пожаре прилива, зона действия 140 м;
- воздействие ударной волны при взрыве, зона действия 5 м.
Для защиты персонала на случай ЧС все работники обеспечиваются индивидуальными и медицинскими средствами защиты [22].
6.7 Экологичность проекта
На объектах магистральных нефтепроводов необходимо предусматривать мероприятия по охране атмосферного воздуха от загрязнения:
- оборудование резервуаров понтонами, плавающими крышами и установками по улавливанию паров легких фракций (УЛФ);
- уменьшение количества разъемных соединений, применение сварных соединений в технологических трубопроводах, 100 % контроль сварных швов физическими методами;
- сбор утечек в закрытые дренажные емкости;
- обеспечение работы насосных станций по схеме «из насоса в насос»;
- применение в качестве топлива в котельных природного или попутного газа для снижения выбросов вредных веществ в атмосферу, использование рекуператоров и экономайзеров, обеспечение регулирования соотношения «воздух-топливо»;
- назначение высоты дымовых труб для обеспечения уровня приземных концентраций загрязняющих веществ, не превышающих ПДК для населенных мест, утвержденных Минздравом РФ [23].
Охрана водоемов от загрязнения сточными водами от НПС и других объектов нефтепровода должна осуществляться путем:
- использования новых видов оборудования без потребления воды;
- сокращения сброса сточных вод в водоемы и уменьшения концентрации вредных веществ в сбрасываемых стоках;
- утилизации уловленной нефти путем закачки ее в нефтепровод или в топливные резервуары;
- устройства обвалований из грунтов с содержанием глинистых частиц или устройства глиняных замков, других противодренирующих устройств, когда обвалование сооружается из дренирующих грунтов;
- вывоза выделенных при очистке воды твердых отходов с территории НПС в места, согласованные с органами Минприроды и Госсанэпиднадзора;
- уменьшения концентрации вредных веществ до предельно-допустимых путем применения совершенных средств очистки;
- водоотведения, выполненного в соответствии с нормативными требованиями к охране поверхностных и подземных вод от загрязнения;
- устройства проволочных ограждений по железобетонным столбам открытых емкостных сооружений (пруды-отстойники, биологические пруды, пруды-испарители, шламонакопители, аварийные амбары и др.) [23].
При проектировании МН необходимо предусмотреть мероприятия по восстановлению земельных участков, использованию плодородного слоя почвы, охране недр, растительного и животного мира:
- обоснование способов и объемов снятия и хранения плодородного слоя почвы;
- нанесение плодородного слоя почвы на восстанавливаемые участки;
- восстановление водосборных канав, дренажных систем, снегозадерживающих сооружений и дорог после окончания строительных или ремонтных работ;
- восстановление земельных участков и приведение их в состояние, пригодное для использования по назначению;
- проведение защитных мероприятий по исключению опасных экзогенных процессов (эрозия, карст, оползни, суффозия и др.);
- проведение мероприятий по защите животного мира [23].
7 Экономическая часть
7.1 Расчет затрат на производство сварочно-монтажных работ на
участке трубопровода с применением малоградусных отводов
В экономической части будут рассчитаны затраты на производство сва рочно-монтажных работ на участке нефтепровода. Продолжительность работ составляет 108 часов.
Затраты включают:
- затраты на материалы;
- затраты на аренду техники;
- затраты на оплату труда.
Кроме того, будут рассчитаны затраты на соединение секций трубопро вода путем установки между ними малоградусного отвода.
Расчет затрат на производство сварочно-монтажных работ на участке
нефтепровода Таблица 5 – Расчет стоимости аренды техники № Наимено- Ед. Кол- Цена Стоимость Источник цен вание изм. во аренды аренды на
за час, весь срок ра руб. бот, руб. 1 Комплекс
шт 1 1200 129600
УПРС — 4
Экскаватор
шт 1 1700 183600
“Хитачи” nda-ekskavatorov
Окончание таблицы 5 3 Кран-
трубоуклад- шт 1 1500 162000 171152-arenda чик truboukladchika
4 Бульдозер шт 1 1700 183600
nda-buldozerov
Итого: 658800
Таблица 6 – Расчет затрат на вспомогательное оборудование № Наименова-ние Ед. Кол- Цена с Стоимость с Источник цен
изм. во НДС, НДС, руб.
руб. 1 http://laukar.com/goods?g
Шлифовальная
шт 4 9000 36000 roupId=342&brandId=16
машинка
&page=2 2 Прочее обору дование (инст 15000 15000
рументы, при способления) 3 Ультразвуковой
http://starmans дефектоскоп
шт 1 320000 320000 ndt.ru/defektoskopi/dio ДИО 1000 РА
1000-pa.html 4 Центратор на-
шт 2 10000 20000
ружный .ru/price/050321-centrator 5 Газоанализа шт 22 75000 150000 analitik.ru/gazoanalizator тор
ANT-3.html
Итого: 541000
Расчет затрат на материалы для производства сварочно-монтажных ра бот. Расчет затрат на сварочные материалы.
Затраты на сварочные материалы включают стоимость израсходованных электродов, проволоки, флюса, газов.
Затраты на электроды:
Сэ Ц э Nэ ,
(13)
где Nэ – норма расхода покрытых электродов, кг
Ц э – цена 1 кг электродов LB 52 U– 70 руб./кг
Сэ 2, 2 70 154 руб.
N э Gэ lш ,
(14)
где lш – длина шва (2,3 м);
- Gэ – удельная норма расхода, кг/м.
Nэ 0,9687 2,3 2, 2 кг.
Gэ Kp mн ,
(15)
Gэ 1,15 0,8424 0,9687 (кг / м).
где K p – коэффициент расхода, учитывающий неизбежные потери электродов;
- mн – расчетная масса наплавленного металла, кг/м.
Fн
mн ,
1000 (16)
где – плотность стали;
- mн 7,8 0,8424(кг / м).
1000
Следовательно, для проведения сварочных работ на 18 участках трубо провода нам понадобится закупить электродов, проволоки и флюса на сумму:
Собщ Сэ 2 N ,
(17)
Собщ 154 2 18 5,5 тыс. руб.
где Сэ – затраты на электроды для одного сварного шва, руб.
N – количество отводов, шт.
Затраты на фасонные части трубопровода:
Перечень и стоимость малоградусных отводов, используемых на дан ном участке трубопровода приведены в таблице 7.
Таблица 7 – Перечень и стоимость малоградусных отводов № Наименование отво- Стоимость одного Количество, шт. Общая стоимость
да отвода, руб. отводов руб. 1 ОГ 1о- 720(17,5)-6,3- 7
370866 2596059
0,6-К52-5DN 2 ОГ 2о- 720(17,5)-6,3- 7
390657 2734601
0,6-К52-5DN 3 ОГ 3о- 720(17,5)-6,3- 4
425627 1702506
0,6-К52-5DN
Итого 18 7033166
Исходя из технологического процесса нам понадобится приобрести 18 отводов, сумма которых составляет 7033166 руб.
Затраты на дизельное топливо:
Стоимость дизельного топлива равна 33 руб. за литр. Источник цен: . На рассматриваемом участке трубопровода нуж но сварить 36 стыков (по 2 сварных соединения на месте каждого стыка тру бопровода).
Следовательно, время работы дизель-генератора можно найти по формуле:
Tсв tш 2 N ,
(18)
Tсв 3 2 18 108 ч.
где tш – время выполнения сварного шва для 720 мм трубопровода,
N – количество отводов, шт.
Время работы дизель – генератора 108 часов, расход топлива за час ра боты 10 литров. Общая стоимость равна 36 тыс.руб.
Основная заработная плата рабочих: Таблица 8 – Списочная численность основных рабочих Операция Наименование специаль- Разряд рабочего и сред- Списочная
ности рабочего ний разряд рабочих численность Сборка резчик 5 2 Сварка сварщик 6 2 Зачистка сварщик 6 2 Контроль дефектоскопист 5 2 ИТОГО 8(чел.)
Таблица 9 – Численность вспомогательных рабочих участка Наименование специальностей Тарифный разряд Численность, чел. Машинист экскаватора 5 1 Водители 4 3 Машинист трубоукладчика 5 1 Машинист бульдозера 5 1 Всего 6
Таблица 10 – Расчет ежемесячных затрат на оплату труда Должность Коли- Ставка Оклад Районный Северная Итого на Фонд
чество за час за пе- коэффициент надбавка одного заработ работы риод 30% от окла- 30% от работ- ной пла руб. ремон- да , руб. оклада, ника, ты, руб.
та руб. руб. руб. Резчик 2 130 14040 4212 4212 22464 44928 Сварщик 4 195 21060 6318 6318 33696 67392 Дефекто 2 160 17280 5184 5184 27648 55296 скопист Машинист
1 180 19440 5832 5832 31104 62208 экскаватора Водитель 3 130 14040 4212 4212 22464 44928 Машинист трубоук- 1 180 19440 5832 5832 31104 62208 ладчика Машинист
1 180 19440 5832 5832 31104 62208 бульдозера Всего 13 399168
Затраты на страховые взносы будут составлять 30 % от общего фонда заработной платы, а затраты на травматизм для данного типа работ состав ляют 0,4 %.
Таблица 11 – Затраты на страховые взносы и взносы на страхование от несча стных случаев на производстве и профессиональных заболеваний Показатель Сумма затрат, руб. Страховые взносы 119750,4 Взносы на страхование от несчастных слу- 1596,672 чаев на производстве и профессиональных заболеваний Итого 121347
Таблица 12 – Смета затрат на прокладку трубопровода с использованием ма лоградусных отводов Показатели Стоимость, руб. 1. Техника 658800 2. Вспомогательное оборудование 541000 3. Затраты на материалы для монтажа отводов 41544 4. Заработная плата 399168 5. Страховые взносы и травматизм 121347 6. Стоимость малоградусных отводов 7033166 Итого: 8392424
Затраты на сварочно-монтажные работы по соединению участка нефте провода с применением малоградусных отводов составили 8392424 рублей. Основной статьей затрат в смете является стоимость фасонных деталей тру бопровода: 7033166 руб.
7.2 Расчет затрат на производство сварочно-монтажных работ на участке трубопровода без использования малоградусных отводов
Продолжительность работ составляет 54 часов.
Затраты включают:
- затраты на материалы;
- затраты на аренду техники;
- затраты на оплату труда.
Кроме того, будут рассчитаны затраты на соединение секций трубопро вода путем установки между ними малоградусного отвода.
Расчет затрат на производство сварочно-монтажных работ на участке нефтепровода.
Таблица 13 – Расчет стоимости аренды техники № Наимено- Ед. Кол- Цена Стоимость Источник цен
вание изм. во аренды аренды на
за час, весь срок ра руб. бот, руб.
Комплекс
шт 1 1200 64800
УПРС — 4
Экскаватор
шт 1 1700 91800
“Хитачи” nda-ekskavatorov
Кран-
трубоуклад- шт 1 1500 81000 /171152-arenda чик truboukladchika
4 Бульдозер шт 1 1700 91800
nda-buldozerov
Итого:
329400
Таблица 14 – Расчет затрат на вспомогательное оборудование № Наименова-ние Ед. Кол- Цена с Стоимость с Источник цен
изм. во НДС, НДС, руб.
руб. 1 http://laukar.com/goods?g
Шлифовальная
шт 4 9000 36000 roupId=342&brandId=16
машинка
&page=2 2 Прочее обору 15000 15000
дование
Окончание таблицы 14 3 Ультразвуковой
http://starmans дефектоскоп
шт 1 320000 320000 ndt.ru/defektoskopi/dio ДИО 1000 РА
1000-pa.html 4 Центратор на-
шт 2 10000 20000
ружный .ru/price/050321-centrator 5 Газоанализа шт 22 75000 150000 analitik.ru/gazoanalizator тор
ANT-3.html
Итого: 541000
Расчет затрат на материалы для производства сварочно-монтажных ра бот. Расчет затрат на сварочные материалы [25].
Затраты на сварочные материалы включают стоимость израсходованных электродов, проволоки, флюса, газов.
Затраты на электроды:
Сэ Ц э Nэ ,
(19)
где N э – норма расхода покрытых электродов, кг
Ц э – цена 1 кг электродов LB 52 U– 70 руб./кг
Сэ 2, 2 70 154 руб.
N э Gэ lш ,
(20)
где lш – длина шва (2,3 м);
- Gэ – удельная норма расхода, кг/м.
Nэ 0,9687 2,3 2, 2 кг.
Gэ Kp mн ,
(21)
Gэ 1,15 0,8424 0,9687 (кг / м).
где K p – коэффициент расхода, учитывающий неизбежные потери электродов;
- mн – расчетная масса наплавленного металла, кг/м.
Fн
mн ,
1000 (22) где – плотность стали;
- mн 7,8 0,8424(кг / м).
1000
Следовательно, для проведения сварочных работ на 18 участках трубопровода нам понадобится закупить электродов, проволоки и флюса на сумму:
Собщ Сэ 2 N ,
(23)
Собщ 154 18 2,77 тыс. руб.
где Сэ – затраты на электроды для одного сварного шва, руб.
N – количество отводов, шт.
Затраты на фасонные части трубопровода:Стоимость дизельного топлива равна 33 руб. за литр. (Источник цен: . На рассматриваемом участке трубопровода нужно сварить 18 стыков. Следовательно, время работы дизель-генератора можно найти по формуле:
Tсв tш N ,
(24)
Tсв 3 18 54 ч.
где tш – время выполнения сварного шва для 720 мм трубопровода,
N – количество отводов, шт.
Время работы дизель – генератора 54 часов, расход топлива за час работы 10 литров. Общая стоимость равна 18 тыс.руб.
Основная заработная плата рабочих: Таблица 15 – Списочная численность основных рабочих Операция Наименование специаль- Разряд рабочего и сред- Списочная
ности рабочего ний разряд рабочих численность,
чел. Сборка резчик 5 2 Сварка сварщик 6 2 Зачистка сварщик 6 2 Контроль дефектоскопист 5 2 Итого 8
Таблица 16 – Численность вспомогательных рабочих участка Наименование специальностей Тарифный разряд Численность, чел. Машинист экскаватора 5 1 Водители 4 3 Машинист трубоукладчика 5 1 Машинист бульдозера 5 1 Итого 6
Таблица 17 – Расчет ежемесячных затрат на оплату труда Должность Коли- Ставка Оклад Районный Северная Итого на Фонд
чество за час за пе- коэффициент надбавка одного заработ работы риод 30% от окла- 30% от работ- ной пла руб. ремон- да , руб. оклада, ника, ты, руб.
та руб. руб. руб. Резчик 2 130 7020 2106 2106 11232 22464 Сварщик 4 195 10530 3159 3159 16848 33696 Дефекто 2 160 8640 2592 2592 13824 27648 скопист Машинист
1 180 9720 2916 2916 15552 31104 экскаватора Водитель 3 130 7020 2106 2106 11232 22464
Окончание таблицы 17 Машинист трубоук- 1 180 9720 2916 2916 15552 31104 ладчика Машинист
1 180 9720 2916 2916 15552 31104 бульдозера Всего 13 х х х х х 199584
Затраты на страховые взносы будут составлять 30 % от общего фонда заработной платы, а затраты на травматизм для данного типа работ состав ляют 0,4 %. Таблица 18 – Затраты на страховые взносы и взносы на страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний Показатель Сумма затрат, руб. Страховые взносы 59875,2 Взносы на страхование от несчастных слу- 798,336 чаев на производстве и профессиональных заболеваний Итого 60673,536
При удалении малоградусных отводов уменьшается общая протяженность трубопровода, следовательно, нужно приобрести дополнительный участок трубопровода. Найдем суммарную длину 18 малоградусных отводов, при условии, что длина одного отвода равняется двум диаметрам трубы.
Lдоп N 2 Dн ,
(22)
где Dн – наружный диаметр трубопровода, м.
N – количество малоградусных отводов, шт.
Lдоп 18 2 0,72 26 м.
Цена участка трубопровода из стали 09Г2С, диаметром 720 мм и толщиной стенки 8 – 14 мм составляет С у – 43500 руб. за тонну (источник цен , если масса одного погонного метра такой трубы составляет m1 – 243,754 кг., то масса нашего участка составит:
mдоп m1 Lдоп ,
(23)
где m1 – масса одного погонного метра трубопровода, кг;
- Lдоп – длина дополнительного участка трубопровода, м.
mдоп 243,754 26 6337,604 кг Соответственно, для компенсации длины недостающих отводов нам понадобятся трубы общим весом в 7 тонн и стоимостью
Сдоп mдоп Су ,
(24)
где mдоп – масса дополнительного участка трубопровода, кг;
- С у – цена участка трубопровода за одну тонну, руб.
Сдоп 7 43500 304500 руб.
Таблица 19 – Смета затрат на прокладку трубопровода без использования малоградусных отводов Показатели Стоимость, руб. 1. Техника 329400 2. Вспомогательное оборудование 541000 3. Затраты на материалы 20772 4. Заработная плата 199584 5. Страховые взносы и травматизм 60674 Стоимость недостающего участка трубы 304500 Итого: 1455930
Затраты на сварочно-монтажные работы по соединению участка нефтепровода без применения малоградусных отводов составили 1455930 рублей.
Затраты на сварочно-монтажные работы
700000
600000
500000
400000
300000
200000
100000
При использовании малоградусных При отказе от использования
отводов малоградусных отводов
Техника Вспомогательное оборудование
Заработная плата Страховые взносы и травматизм
Затраты на материалы
Рисунок 7 – Диаграмма затрат на сварочно-монтажные работы
Из представленной выше диаграммы можно сделать следующий вывод: при использовании малоградусных отводов в конструкции трубопровода время производства сварочно-монтажных работ с 54 часов, до 108 часов за счет того, что количество сварных швов увеличивается в два раза. Соответственно, при увеличении временных затрат, затраты на аренду техники и оплату труда рабочих растут прямо пропорционально времени производства работ.
При способе прокладки трубопровода без использования малоградусных отводов снижаются затраты на аренду техники, покупку материалов, оплату труда рабочих, страховые взносы и из-за отсутствия необходимости в покупке малоградусных отводов, которые являются дорогостоящими штучными изделиями выявляется положительный экономический эффект в размере 6936495 рублей [24].
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В ходе выполнения выпускной квалификационной работы было выявлено, что применение малоградусных отводов, по моему мнению, нерационально, как с экономической точки зрения, так и с точки зрения надежности трубопровода. После выполнения необходимых расчетов можно сделать вывод, что малоградусный отвод является «слабым звеном» конструкции трубопровода, а именно, отвод не может передавать линейные расширения по телу трубы и пытается компенсировать его расширения самостоятельно, тем самым создавая нагрузки в околошовной зоне и сварном шве отвода и трубопровода. На этом отрезке трубы между отводами создается изгибающий момент и образуется знакопеременная нагрузка на опоры. Использование малоградусных отводов ведет к увеличению риска аварийных отказов трубопровода, сроки ремонта увеличиваются за счет времени изготовления отвода данных параметров и транспортировки его на месторождение. Решением данной проблемы является отказ от использования малоградусных отводов и прокладка трубопровода за счет упругого изгиба трубопровода. При упругом изгибе линейные расширения будут полностью передаваться на компенсатор, пропадет изгибающий момент и как следствие знакопеременные нагрузки на опоры. При упругом изгибе снижаются затраты на прокладку трубопровода изза того, что отсутствует необходимость в покупке малоградусных отводов, которые являются дорогостоящими штучными изделиями. В итоге снижается металлоемкость и стоимость проекта и повышается надежность трубопровода.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/referat/prokladka-truboprovoda/
