Пикалов ВКР 1 (1234396), страница 5

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

Текст из файла (страница 5)

2.2.1 Находим безразмерные параметры S и P по формулам

2.2.2 Определяем длину пролета

Дальнейший расчет выполняем по двум вариантам, но в обоих случаях = 54 м.

Определяем расстояния между группами трубоукладчиков по формулам

2.2.3 Определяем нагрузки, приходящиеся на каждую группу трубоукладчиков по формулам

2.2.4 Определяем высоту трубопровода в средней части колонны

Результаты вычислений сведем в таблицу

Таблица 2.1

Результаты вычислений

			,м	,м	,кН	,кН	,кН	,м	,м
I вариант	0,22	0,61	11,8	32,94	74,87	44,64	87,41	2,43	43,2
II вариант	0,45	0,23	24,3	12,42	87,25	36,57	66,97	2,74	43,2

2.2.5 Определяем изгибающие моменты, действующие под крюками трубоукладчиков по формуле

2.2.6 Определяем напряжения изгиба

2.2.7 Определяем количество трубоукладчиков в задней, средней и головной группе колонны соответственно из условия

В расчетной части приведены расчеты по земляным работам и методика расчета напряженного состояния при укладке трубопровода с заводской изоляцией.Для укладки изолированного трубопровода необходимо 3 трубоукладчика Komatsu D85C-21. Проверка на недопустимые деформации выполняется. Имеют место только упругие деформации.

3 ОХРАНА ТРУДА

3.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов. Анализ риска аварийных ситуаций на участке нефтепроводной системы «Хабаровск - Цзямусы»

По статистике, трубопроводный транспорт – самый надежный способ транспортировки нефти и газа. При нормальных условиях эксплуатации, объекты трубопроводного транспорта нефти не представляют опасности для населения. В тоже время, ежегодно в мире происходит около 1500 аварий на нефте- и газопроводах, 4% которых приводят к человеческим жертвам и значительному материальному ущербу. При относительной безопасности трубопроводного транспорта нефти, крупные аварии на нефтепроводах, могут иметь весьма значительные негативные последствия. Ущерб от подобных аварий исчисляется десятками миллионов долларов.

Количественная характеристика безопасности объектов трубопровода определяется на основе анализа риска аварийных ситуаций.

Риск аварийных ситуаций определяется как сочетание частоты (вероятности) аварии и ее последствий.

Вероятность аварийных ситуаций оценивается исходя из анализа статистических данных об аварийности магистральных нефтепроводов, перекачивающего и другого оборудования, а также резервуаров с учетом региональных коэффициентов и параметров оборудования.

3.1.1 Идентификация опасностей

3.1.1.1 НПС

Аварийные ситуации на объектах магистрального трубопровода (НПС) возникают в результате действия различных факторов, отражающих особенности проектирования, строительства и эксплуатации, оборудования и трубопроводов в конкретных условиях окружающей природной и социальной среды. На основе статистических данных аварийности, выделено 10 групп факторов, влияющих на возникновение аварийных ситуаций. Для каждой группы факторов (опасностей) определены весовые коэффициенты, характеризующие вклад данной группы в общую статистику отказов.

Таблица 3.1

Факторы аварийности

Наименование группы факторов	Доля группы, %
Внешние антропогенные воздействия	20.0
Подземная коррозия	2.0
Атмосферная коррозия	2.0
Внутренняя коррозия	20.0
Качество производства труб и оборудования	15.0
Качество строительно-монтажных работ	15.0
Качество и сроки испытаний	5.0
Конструктивно-технологические факторы	5.0
Природные воздействия	10.0
Эксплутационные факторы	6.0

Как видно из таблицы, опасности возникновения аварийных отказов связаны, в основном, с качеством изготовления и монтажа трубопровода и оборудования (30%), коррозионными процессами (24%), внешними (20%) и природными воздействиями (10%)

При авариях на НПС №6 в силу каких-либо из перечисленных выше причин, развитие аварийной ситуации может происходить по одному из двух наиболее вероятных сценариев:

• разлива нефти по поверхности земли (при разгерметизации оборудования и переливах в резервуарных парках), без воспламенения нефти;

• разлива нефти по поверхности земли, утечка или разгерметизация оборудования, сопровождающихся пожаром на поверхности разлива.

Развитие аварийной ситуации по первому сценарию, представляет опасность, главным образом, для природной среды. При этом непосредственная угроза жизни рабочего персонала невелика, поскольку пары нефти обладают малой токсичностью и не могут привести к летальным последствиям даже при формировании зон с высокой концентрацией паров углеводородов в месте аварии.

При развитии аварийной ситуации по второму сценарию, угроза жизни рабочего персонала возрастает в силу достаточно высокой токсичности продуктов горения нефти, поступающих в атмосферу, а также термического воздействия пожара.

3.1.1.2 Резервуарные парки, НПС

Причины аварийных ситуаций в резервуарных парках, НПС связаны, в основном, с разрушением (полным или частичным) резервуаров и пожарами в резервуарных парках, технологических насосных, печах подогрева нефти, а также разгерметизацией технологического оборудования (сальниковых уплотнений насосов, запорной арматуры, разгерметизации трубопроводов).

Причины возникновения пожара обусловлены, как правило, образованием взрывоопасных концентраций паров углеводородов в резервуаре или обваловании и закрытых помещениях насосных станций, в печах подогрева при активизации источника воспламенения (инициирования) взрывоопасной смеси.

Источниками взрывоопасности являются:

• выделение паров углеводородов нефти в процессе больших и малых дыханий резервуаров;

• нерегламентированные утечки нефти из технологического оборудования и технологических трубопроводов;

• сброс подтоварной воды, загрязненной нефтью из резервуаров;

• утечки нефти из аварийных резервуаров и подводящих трубопроводов;

• разлив нефти при разрушении резервуаров.

Источники инициирования взрывоопасных смесей на отечественных объектах хранения нефти и нефтепродуктов приводятся в следующей таблице.

Характеристики

Список файлов ВКР