Плагиат (1205458), страница 8

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

Текст из файла (страница 8)

(сжатию). =560 Мпа – нормативное сопротивление растяжению (сжатию) равное временному сопротивлению стали на разрыв, МПа;

=0,9 – коэффициент условий работы;

К1=1,47 – ⁴⁰ надежности по материалу;

Кн=1,0 – коэффициент надежности по назначению. ⁶¹

Значения коэффициентов были приняты по таблицам 2-4 приложения. Таким образом, толщина стенки нефтепровода

1. Внутренний диаметр нефтепровода:

1. Проверка трубопровода на прочность.

Проверим возможность развития пластических деформаций в продольном направлении согласно СНиП 2.05.06-85 из условия:

где p=5,9Мпа – рабочее давление (избыточное); R2н – нормативные сопротивления сварных соединений, следует принимать равными минимальным значениям предела текучести, принимаемым по

государственным стандартам и техническим условиям на трубы. ⁸⁰

Изготовление и техническая характеристика принятых проектом труб

отвечает требованиям СниП 2.05.06.-85* п.13 «Материалы и изделия» и

ГОСТ 20295-85 «Трубы стальные сварные для магистральных

газонефтепроводов». ³² Для стали марки К60:, ;

Условие соблюдается, следовательно, пластические деформации не возникнут.

1. Определение плотности при расчетной температуре.

, где -температурная поправка м2/с.

ρt=847,5+0,7105(293-276)=859,58 кг/м3

1.6 Вязкость при расчетной температуре.

,

где u – коэффициент крутизны вискограммы, значение которого определяют по известным значениям вязкостей при двух температурах, 1/К

= =0,0966 1/К

νt=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

1. Определение режима движения потока

1. Средняя фактическая скорость течения нефти:

=1,37 м/с

1. Определение режима движения потока

Режим движения потока в трубопроводе характеризуется числом

Рейнольдса.

,

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

Re= =57149

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

Кэ=0,03/0,05=0,6

ε=Кэ/Dвн=

Рассчитаем переходные значения чисел Рейнольдса: ReI= 11783 ReII= 589167

Т.к. ReI> Re>ReII течение нефти происходит в зоне смешанного трения.

В зоне смешанного трения для нахождения коэффициента гидравлического трения λ используется формула А.Д.Альтшуля:

λ=0,11 = 0,02337

1. Определение потерь напора в трубопроводе

Общие потери напора: Н=hτ+hм.с+∆Z, где ∆Z=30м – разность

геодезических отметок конца (или перевальной точки) и начала трубопровода; hτ - потери напора от трения, определяемые с помощью обобщенной формулы Л.С.Лейбензона:

hτ=,

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.

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

hτ= 0,0077 4762,33м

Общие потери в трубопроводе составляют: Н = 4762,33+48+30=4840,33 м

1. Определение гидравлического уклона

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

i =

i = =0,0034 м

1. Определение числа насосных станций

Число насосных станций ⁶⁶ nст определяют приближенно по формуле: ⁶⁶

nст=,

где Нст – напор на выходе насосной станции, ⁶⁶ принимаемый по справочным данным, ориентировочно определяется по формуле

НСТ= = =650,17.

Δh=0 – дополнительный напор, слагаемый из потерь в коммуникациях и ⁶⁶

величины передаваемого давления, требуемого для обеспечения работы

основных насосов без кавитации. ⁶⁶

Исходя из полученных данных, определим количество подпорных насосов:

nст= =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 iЛ – гидравлический уклон лупингового участка в зоне смешанного трения iЛ = 0,25i

Xл=650,17 =219,6 км.

Таблица 2.3.1

х, км 0 100 200 300 400 500 600 700

Высотная отметка, м

117,6 218,6 61,5 131,9 172,0 187,2 141,6 132,0

х, км 800 900 1000 1100 1200 1300 1400

Высотная отметка, м

108,9 187,4 169,2 154,0 151,7 133,6 173,3

Таким образом, на данный участок нефтепровода с такими параметрами: и ω=1.37м/ч используем трехсекционный дефектоскоп комбинированного типа.

Таблица 2.3.2

Номер Параметр Значение параметра

1

Протяженность трубопровода, диагностика

которого гарантируется за один пропуск

дефектоскопа, км

350

1. Перекачиваемый продукт

Нефть, нефтепродукты, газ,

продукты переработки газа,

вода

1. Рабочее давление, МПа До 10

4

Скорость движения дефектоскопа, м/с

Минимальная/ Максимальная

0,2/4

5

Минимальный внутренний диаметр

трубопровода при всестороннем сужении

длиной менее 2Dн*, мм

85% от Dн

6

Минимальный радиус поворота цельнотянутого

колена трубы на 90грд

1,5 Dн ⁵⁷

3. ⁵⁷ ЭКОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

Проблема обеспечения промышленной и экологической безопасности

7

трубопроводного транспорта углеводородов

Трубопроводы работают под большим давлением и при нарушении их

герметичности происходит значительный по объему выброс продуктов

перекачки. Это не только причиняет 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.

7

С

принято считать ущерб от загрязнения нефтью окружающей природной среды

(экологический ущерб). ³

Причины возникновения аварии устраняются проведением

внутритрубной диагностики, капитальным ремонтом внешней изоляции,

заменой обнаруженных дефектных участков.

Исходя из вышеперечисленных причин для исключения аварийных

выбросов опасных веществ, ³⁴ необходимо принимать и реализовывать

следующие технические решения. К ³⁴ ним относятся:

• техническая диагностика нефтепроводов путем пропуска

внутритрубных ³⁴ контрольных аппаратов ВИП и др.;

• определение сроков первоочередной ликвидации дефектных участков;

• плановая замена дефектных участков нефтепроводов;

• выборочная проверка состояния наружной изоляции и плановый

капитальный ремонт нефтепроводов с наружной изоляцией.

Эти мероприятия позволяют существенно сократить количество аварий

на линейной части и предотвратить экологическую катастрофу ³⁴ . П

р и о б с л е д о в а н и и т р у б о п р о в о

д о в

Цель безопасности и экологичности при ремонте и эксплуатации

трубопровода – исключение или максимальное ограничение вредных

воздействий аварии на объекты, рациональное использование природных

ресурсов, их восстановление и воспроизводство.

Мероприятия по обеспечению безопасности и экологичности

окружающей среды при ликвидации аварии заключатся в сборе разлитой

нефти с поверхности водоёмов и почвы, проведении рекультивации

нарушенных территорий.

Локализация, сбор и удаление нефти и нефтепродуктов с поверхности

водоёмов – сложные и трудоёмкие процессы вследствие малой толщины

нефтяной плёнки и относительно высокой скорости её распространения.

Для предотвращения разлива нефти и возможности попадания

вытекшей нефти в водоёмы, водотоки, загрязнения лесных массивов,

сельскохозяйственных угодий, населенных пунктов, дорог с учетом рельефа

местности должны быть созданы земляные обвалования и амбары для сбора

разлитой нефти.

При сооружении земляных амбаров должны соблюдаться условия:

• объем амбара должен обеспечивать прием разлитой, откачиваемой и

влившейся самотеком нефти из нефтепровода;

• основание и стенки амбаров должны быть уплотнены пленками;

• уровень заполнения нефтью амбара должен быть ниже от верха

обвалования на 0,5 м;

• должен быть устроен не ближе 100 м от места проведения аварийных

работ. ³

Откачка нефти осуществляется с помощью передвижных насосных

агрегатов (ПНА). После того, как всасывание оставшейся нефти

передвижными насосными установками становится невозможно, применяют

следующие средства сбора нефти:

• нефтесборщики вакуумные универсальные;

• поглотители; ³

• биопрепараты.

Применяют также подручные средства: сухой торф, солома, опилки,

резиновая крошка, шелуха.

Рекультивация – это восстановление плодородных свойств почвы,

дающее возможность возделывания сельскохозяйственных культур.

Рекультивацию следует проводить в два этапа:

• техническая рекультивация;

• биологическая рекультивация.

Используют следующие методы:

• естественная рекультивация под воздействием природных факторов

(испарения, выветривания, окисление почвенными микроорганизмами, под

воздействием кислорода воздуха и солнечного тепла;

• техническая рекультивация. В зависимости от степени влажности

грунтов или почвы:

а) При нормальной влажности. Если площадь и глубина

незначительные, то производят только срезку загрязненной почвы. При

значительном объеме загрязнения почвы производится срезка,

удаление, и замещение свежим грунтом (почвой);

б) При значительной влажности грунтов или высоком уровне грунтовых

Характеристики

Список файлов ВКР