Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 6)

= =0,0966 1/К

ν_t=27,6·10^-6·exp[-0,0966(276-273]=20,66 ·10^-6 м²/с

1.7. Объемный секундный расход нефти в трубопроводе составляет:

Q= = м³/с

2. Определение режима движения потока

2.1. Средняя фактическая скорость течения нефти:

=1,37 м/с

2.2. Определение режима движения потока

Режим движения потока в трубопроводе характеризуется числом Рейнольдса.

,

где D_вн – внутренний диаметр нефтепровода, ω – фактическая скорость течения нефти по трубопроводу, м/с, ν – расчетная кинематическая вязкость нефти, м/с².

Re= =57149

Коэффициент эквивалентной шероховатости k_э в соответствии с табл. 5 приложения для чистых стальных сварных труб составляет:

Кэ=0,03/0,05=0,6

ε=Кэ/D_вн=

Рассчитаем переходные значения чисел Рейнольдса:

Re_I= 11783 Re_II= 589167

Т.к. Re_I> Re>Re_II течение нефти происходит в зоне смешанного трения. В зоне смешанного трения для нахождения коэффициент а гидравлического трения λ используется формула А.Д.Альтшуля:

λ=0,11 = 0,02337

3. Определение потерь напора в трубопроводе

Общие потери напора: Н=h_τ+h_м.с+∆Z, где ∆Z=30м – разность геодезических отметок конца (или перевальной точки) и начала трубопровода; h_τ - потери напора от трения, определяемые с помощью обобщенной формулы Л.С.Лейбензона:

h_τ= ,

где β и m – коэффициенты, зависящие от режима потока и для зоны смешанного трения принимаем из таблицы 6, прил. следующие значения:

m=0,125;

β = =0,0802·10^{(0,127lg(0,6/707)-0,627)}=0,0077.

h_м.с – коэффициент, учитывающий местные сопротивления на трубопроводе можно принять в размере 10% от общих потерь,h_м.с≈55 м

h_τ= 0,0077· 4762,33м

Общие потери в трубопроводе составляют:

Н = 4762,33+48+30=4840,33 м

4. Определение гидравлического уклона

Гидравлический уклон i представляет собой потерю напора на трение, отнесенную к единице длины трубопровода:

i =

i = =0,0034 м

5. Определение числа насосных станций

Число насосных станций n_ст определяют приближенно по формуле:

n_ст= ,

где Нст – напор на выходе насосной станции, принимаемый по справочным данным, ориентировочно определяется по формуле

Н_СТ= = =650,17.

Δh=0 – дополнительный напор, слагаемый из потерь в коммуникациях и величины передаваемого давления, требуемого для обеспечения работы основных насосов без кавитации.

Исходя из полученных данных, определим количество подпорных насосов:

n_ст= =7,44≈8.

По данным таблицы, приведенной ниже, построен профиль нефтепровода, расставлены нефтеперекачивающие станции по его длине.

L=Hст/1,02i≈116 км.

Определим параметры для лупингов:

,

где i_Л – гидравлический уклон лупингового участка в зоне смешанного трения i_Л = 0,25i

Xл=650,17· =219,6 км.

Таким образом, на данный участок нефтепровода с такими параметрами:

и ω=1.37м/ч используем трехсекционный дефектоскоп комбинированного типа.

3. ЭКОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

Проблема обеспечения промышленной и экологической безопасности трубопроводного транспорта углеводородов всегда была актуальной. Трубопроводы работают под большим давлением и при нарушении их герметичности происходит значительный по объему выброс продуктов перекачки. Это не только причи няет материальный ущерб предприятиям трубопроводного транспорта в связи с потерями продукта перекачки, затратами на ликвидацию аварий, штрафными санкциями, но и приводит к загрязнению окружающей среды, создает предпосылки для возникновения чрезвычайных экологических ситуаций техногенного характера.

С

При обследовании трубопроводов высокого давления, эксплуатирующихся в течение различных периодов времени, в большом количестве выявляются коррозионные повреждения стенок труб, трещины, задиры, забоины, вмятины, внутренние несплошности металла, а также сварные швы, не соответствующие установленным критериям качества. Как правило, коррозионные и трещиноподобные дефекты образовались уже в процессе эксплуатации трубопровода, а дефекты механического происхождения (задиры, забоины, вмятины), внутренние несплошности и дефекты сварных швов присутствуют со времени окончания строительно-монтажных работ, т.е. являются результатом нарушения различных технологических операций, выполняемых при сооружении трубопроводов, а также результатом отсутствия надлежащего уровня приемочного контроля объекта.

Очевидно, что наличие на трубном элементе любого из вышеназванных дефектов вызывает локальное повышение напряжений. Бесспорно и то, что места с концентраторами напряжений являются зонами повышенной опасности в которых риск возникновения разнообразных инцидентов значительно возрастает. Именно поэтому, устранив источники концентрации или ослабив их проявление, повышается уровень надежности конструкции в процессе ее эксплуатации, т.е. возможность безаварийной работы всего объекта.

Для устранения источников концентрации напряжений и восстановления проектного состояния трубопроводов требуется локальная замена всех участков, не соответствующих требованиям действующих норм. Значительный объем таких участков, а также необходимость остановки трубопровода для их вырезки делают этот вид ремонтных работ трудноосуществимым на практике, требующим к тому же значительных материальных затрат. Исходя из вышеизложенного предпочтение отдается способам повышения работоспособности, позволяющим отказаться от резки труб.

В мировой практике для этих целей нашли применение способы (рисунок 1), основанные на:

• устранении или уменьшении концентрации напряжений в дефектной зоне трубы (рисунок1а);

• восстановлении толщины дефектной стенки до номинальной величины (рисунок 1б);

• повышении несущей способности дефектной зоны трубы путем установки специальных дополнительных элементов (рисунок 1ве). При этом некоторые применяемые элементы могут не только воспринимать часть действующей нагрузки, но и уменьшать ее величину в дефектной зоне трубы

Уменьшение концентрации напряжений, вызываемой дефектом в стенке трубы, является наиболее простым способом ремонта, так как осуществляется простой шлифовкой дефектной зоны. Во избежании заметного ослабления несущей способности трубы этот способ может быть реализован только при наличии мелких дефектов. Исследования, проведенные в ОАО “Диаскан” [1], показали, что снижение прочности трубы не проявляется при шлифовке локальных дефектов глубиной до 20% толщины стенки.

Восстановление номинальной толщины стенки осуществляется заваркой имеющихся дефектов. Любой сварочный процесс вызывает определенную концентрацию напряжений, поэтому надежность заварки обеспечивается при глубине дефектов, не превышающих 30% толщины стенки трубы.

Повышение несущей способности локального участка трубопровода осуществляется на практике установкой заплат, бандажированием дефектной зоны трубы путем намотки

лент из композиционных материалов (американская технология Clock Spring; композитная спиральная муфта разработки АО “ВНИИСТ”; изоляционно-силовая оболочка из композиционных материалов разработки ИПТЭР) либо установкой полноохватывающих стальных сварных муфт (обжимных и необжимных; приварных и неприварных) и муфт с композитным заполнением (КМТ). Следует отметить, что из этих конструкций обжимные муфты и муфты КМТ не только воспринимают часть действующих усилий, но в результате создания дополнительной сжимающей кольцевой нагрузки, обеспечивают уменьшение напряжений в дефектной зоне трубы.

Наконец, в качестве мероприятия, позволяющего осуществлять безопасную эксплуатацию трубопровода с концентраторами напряжений, используют метод снижения рабочего давления. Величина снижения давления определяется уровнем НДС трубного элемента с дефектом. Очевидно, что при пониженном давлении происходит снижение производительности трубопроводной системы, то есть этот способ может рассматриваться только как временное мероприятие.

Далее следует отметить, что в силу различных обстоятельств не всегда можно устранить имеющиеся концентраторы, а в некоторых случаях это и нерационально. Например, в работе [2] на основе обобщения реального материала отмечается, что места исправления дефектов в сварных швах часто являются очагами разрушения конструкций в процессе последующей эксплуатации. Причиной такого положения дел являются отрицательные последствия повторной сварки в виде остаточных напряжений растяжения, появления малопластичных структур, микротрещин с их склонностью к дальнейшему развитию и т.п. То есть ремонтная сварка может причинить больший вред, чем неустраненный дефект. Кроме того, в некоторых случаях ограничение на применимость способа ремонта может оказывать психологический фактор. Например, при усилении бандажными конструкциями элементов надземных технологических трубопроводов компрессорной станции высока вероятность возникновения чувства повышенной опасности у персонала, постоянно работающего на промышленной площадке, т.е. в непосредственной близости от таких трубопроводов.

В этих случаях ослабление уровня концентрации напряжений возможно только путем проведения определенных технологических операций без внесения каких-либо конструктивных изменений в первоначальное проектное решение. Экспериментальные исследования в этом направлении немногочисленны, так как только в последнее время появились диагностические приборы, позволяющие производить оценку напряженно-деформированного состояния и определять величину возмущений у имеющихся концентраторов, т.е. исследовать эффективность технологических операций, предлагаемых для снятия остаточных механических напряжений и релаксации имеющихся концентраторов напряжений. Наряду с этим имеющиеся результаты показывают, что решить вышеназванную весьма актуальную задачу по уменьшению интенсивности напряженного состояния эксплуатирующейся конструкции с концентраторами напряжений можно путем локального пластического деформирования зон с источниками концентрации.

Характеристики

Список файлов ВКР