Технологический расчет трубопровода. Сооружение перехода под автомобильной дорогой методом горизонтального бурения. Электрохимическая защита от коррозии. Компенсаторы теплового линейного расширения трубопровода. Безопасность и экологичность проекта.
Аннотация к работе
Глава I. Технологический расчет §1. Механический расчет трубопровода 1. Подбор ближайших двух значений диаметра 2. Проверка необходимости перекачки нефти с подогревом 3. Определяется коэффициент теплопередачи для подземного трубопровода 4. Проводится расчет основных параметров для трубопровода диаметром 820мм 6.1 Определение оптимальной температуры подогрева нефти 6.2 Определим потери напора на трение в трубопроводе между тепловыми станциями 6.3 Определение числа тепловых станций 6.4 Определение суммарных потерь напора на трение для всего трубопровода 6.5 Определение полных потерь напора 6.6 Определение числа насосных станций 7. Проведение расчета основных параметров для трубопровода диаметром 720мм 7.1 Определение оптимальной температуры подогрева нефти 7.2 Определим потери напора на трение в трубопроводе между тепловыми станциями 7.3 Определение необходимого числа тепловых станций 7.4 Определение суммарных потерь напора на трение для всего трубопровода 7.5 Определение полных потерь напора 7.6 Определение числа насосных станций 8. Определение капитальных, эксплуатационных и приведенных затрат. Сравнение вариантов по приведенным затратам и выбор наилучшего 10. Выполняется уточненный гидравлический и тепловой расчет нефтепровода 11.1 Распределение температуры по участку нефтепровода 11.2 Распределение напора по длине трубопровода 11.3 Расстановка насосных станций 12. Оборудование для подогрева нефти Глава II. Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующие безопасность труда 4. Охрана окружающей среды 9. Расчёт числа пеногенераторов, расхода пенообразователя и воды для системы подслойного тушения пожара нефти в резервуаре РВС-50000 Глава VI. Определение эксплуатационных расходов 5. По магистральным трубопроводам транспортируются весь добываемый газ, почти вся нефть, а также большая часть продуктов нефтепереработки. Климатические данные района прохождения трубопровода Климат района эксплуатации трубопровода резко континентальный: · абсолютный минимум температуры - минус 590С, · температура наиболее холодной пятидневки - минус 450С, · абсолютный максимум температуры - плюс 390С, · средняя высота снежного покрова на открытых участках - до 77 см, на лесных - до 150 см. Месяц Средняя температура воздуха, 0С Температура грунта (0С) на глубине 1,5 м Январь -22,0 0,0 Февраль -19,6 -0,9 Март -13,3 -1,6 Апрель -3,5 -3,1 Май 4,1 -2,2 Июнь 13,0 -0,8 Июль 16,9 0,1 Август 14,0 3,9 Сентябрь 7,8 6,9 Октябрь -1,4 5,6 Ноябрь -13,3 3,5 Декабрь -20,3 2,1 средняя -1,3 1,4 Характеристика района прохождения трубопровода Трубопровод проходит в Нижневартовском и Сургутском районах Ханты-Мансийского авт. округа. В начале трассы необходимо сооружение резервуарного парка вместимостью, равной трехсуточному запасу нефтепродукта. В технологический расчет нефтепровода входит решение следующих задач: · Определение экономически наивыгоднейших параметров нефтепровода (диаметр трубопровода, давление на нефтеперекачивающих станциях, толщина стенки трубопровода и число нефтеперекачивающих станций, а также число тепловых стаций); · Определение местонахождения станций на трассе трубопровода; · Расчет режимов эксплуатации нефтепровода Экономически наивыгоднейшие параметры определяют сравнением конкурирующих вариантов нефтепровода по рекомендуемы для заданной пропускной способности диаметра трубопровода. Из норм технологического проектирования для заданной производительности G = 25 млн.т/год выбираем рекомендуемое значение диаметра трубопровода Dн = 820 мм при рабочем давлении от 4,8 до 5,8 МПа. Определение толщины стенки и значения внутреннего диаметра трубопровода Согласно СНиП 2.05.06-85*, расчётная толщина стенки трубопровода d определяется по формуле: ; где p - максимальное рабочее давление;( p = 5,2 МПа ); n - коэффициент перегрузки (n ? 1,15), R1 - расчетное сопротивление материала трубы: ; По сортаменту намечаем для трубопровода трубы, выпускаемые Челябинским трубным заводом по ТУ 14-3-911-80 из листовой стали марки 17Г1С с основными характеристиками металла: Предел прочности ?пр=520 МПа Предел текучести ?пр=360 МПа R1н - нормативное сопротивление материала трубы (для стали 17Г1С R1н = 52 кГс/мм2 = 52*106*9,81 = 5,1012*108 Па), m - коэффициент условий работы = 0,75), k1 = коэффициент безопасности материала = 1,47, kн = коэффициент надежности = 1,0 Соответственно получаем: 3. (необходимый подпор для магистральных насосов), то уравнение можно записать в упрощенном виде: , где Исходя из прочности арматуры и самого трубопровода максимальной рабочее давление не может превышать 5,2МПа, следовательно, напор создаваемый станцией не может превышать 560м. (М) Тогда число насосных станций : . Потери напора на трение при Тгр Параметр Шухова при Т0 Проверяется целесообразность перекачки с подогревом Условие выполняется - значит подогрев выгоден. 4.2 Доказательство выгодности перекачки для диаметра 720мм Число Рейнольдса при Тгр Течение ламинарное. Изменение температуры нефти или нефтепродукта по длине трубопровода определяют п