Проект нефтепровода

метки: Нефтепровод, Проект, Трубопровод, Труба, Таблица, Строительство, Лампа, Число

их в общую систему магистральных нефтепроводов России позволит поставлять нефть, как на восток в трубопроводную систему «Восточная Сибирь — Тихий океан», так и на Запад. Также, введение новых магистралей позволит разгрузить уже эксплуатируемые нефтепроводы, что, несомненно приведет к более продолжительному работоспособному состоянию труб, снизит риски порывов и разрушений.

Современные технологии в проектировании и строительстве таких сооружений, как магистральный нефтепровод, в суровых условиях крайнего севера на сегодняшний день не широко развиты и не активно внедряются.

Дальнейшие развитие подобных сооружений позволит расширить географию нефтегазовой отрасли, увеличить объемы добычи и транспортировки топливо-энергетических ресурсов. Освоение территорий за Полярным кругом, которые богаты недоступными для разработки на сегодняшний день месторождениями, разведанные еще в советское время, расположенные севернее уже имеющихся, приведет к увеличению рабочих мест, повышению уровня социально-экономического благосостояния за счёт больших налогоотчислений компаний, ведущих деятельность на этих месторождениях, в бюджет регионов.

1 Краткая характеристика трассы нефтепровода

Территория проектируемого нефтепровода расположена в северовосточной части Западно-Сибирской равнины на левобережье реки Енисей.

Трасса нефтепровода протянулась от центральной части Нижнеенисейской возвышенности и заканчивается в ста километрах севернее Сибирских увалов.

Трасса нефтепровода от Тагульского месторождения следует сначала в южном, затем в юго-западном направлениях, пересекая или проходя вблизи нескольких месторождений, заканчивается на Губкинском месторождении.

Ближайшие к 0 трассы населенные пункты – города Дудинка и Игарка находятся в двухстах километрах северо-восточнее и в ста пятидесяти километрах восточнее, соответственно.

В тридцати шести километрах к югу от 220 км трассы на берегу судоходной реки Таз расположен районный центр Красноселькуп.

В двадцати километрах к северу от конца трассы расположен районный центр Тарко-Сале, сообщающийся автодорогой с пос. Пурпе.

В сорока километрах к юго-западу от конца предполагаемой трассы находится г. Губкинский.

Ближайшие железнодорожные станции, имеющие погрузочноразгрузочные площадки – «Пурпе» и «Коротчаево». Железнодорожная станция «Пурпе» находится в двадцати километрах к юго-востоку от конца трассы нефтепровода.

Железнодорожная станция «Коротчаево» находится в трехстах километрах к западу от начала проектируемой трассы.

Особенности проектирования линейной части магистрального нефтепровода

... км, в пределах Еврейской автономной области - 309,6 км, Хабаровского края 383,7 км и Приморского края - 556,0 км. Территория, по которой проходят участки трассы, находится ... Автономного округа. Основанием для проектирования на участке НПС ... горных, преимущественно низкогорных массивов. Трасса нефтепровода проектируется в различных ... первого пускового комплекса, что позволит создать единую нефтепроводную ...

Трасса в основном проходит по малоосвоенной местности. От станции «Коротчаево» до Заполярного месторождения, расположенного северовосточнее, имеется автодорога с твердым покрытием протяженностью двести километров. От Заполярного месторождения до Ванкорского месторождения проезд возможен по зимнику протяженностью триста километров, проходящему через Русско-Реченское месторождение.

Территория трассы магистрального нефтепровода в целом расположена в средней части Азиатского материка в центральной области России и простирается от юго-западной окраины Долгано-Ненецкого национального округа Красноярского края до юго-западной окраины Пур-Тазовской провинции Ямало-Ненецкого национального округа Тюменской области [2].

Район строительства в соответствии относится к северной строительноклиматической зоне, северная часть трассы (до км 150) подрайону – I Б, центральная часть трассы (от км 150 до км 400) проходит по подрайону I А, а южная часть трассы (до конца трассы) к подрайону I Г.

Расчетная зимняя температура наружного воздуха по МС Игарка:

• средняя температура наиболее холодной пятидневки – минус 49 оС;
• средняя температура наиболее холодных суток – минус 56 оС.

Расчетная зимняя температура наружного воздуха по МС Тарко-Сале:

• средняя температура наиболее холодной пятидневки – минус 46 оС;
• средняя температура наиболее холодных суток – минус 56 оС.

Зона влажности – нормальная.

Нормативная глубина сезонного промерзания грунтов для:

• торфов и заторфованных суглинистых грунтах 0,0 … 1,0 м;
• супесчано-песчанных отложениях 0,8 … 2,0 м;
• суглинков и глинистых грунтов 2,0 … 2,6 м;
• супесей и песков – 3,1 м.

По климатическому районированию северной строительноклиматической зоны, более чем треть изыскиваемой трассы расположена в зоне с наиболее суровыми климатическими условиями, центральная часть – в зоне с суровыми условиями, и, наконец, завершающий участок (после пересечения реки Таз) расположен вне северной строительно-климатической зоны [3].

К основным факторам, определяющим климат на территории прохождения трассы трубопровода, относятся:

• географическое положение в высоких широтах, близость Арктического бассейна, влияние арктических и атлантических воздушных масс;
• незначительным притоком солнечной радиации;
• защищенность с запада Уральскими горами и равнинность территории с севера и юга при большой протяженности в меридиональном и широтном направлениях;
• перенос воздушных масс с запада и влияние континента.

Влияют на климат также близость холодного Карского моря, наличие многолетнемёрзлых толщ, обилие озёр, болот и рек.

Взаимодействие этих факторов вызывает быструю смену циклонов и антициклонов, что способствует частым изменениям погоды и сильным ветрам. Увлажнение территории почти целиком зависит от влаги, приносимой с запада. Влияние континента выражается в частой повторяемости антициклональной погоды и интенсивной трансформации воздушных масс летом и зимой. Здесь ясно выражены муссонные ветры: зимой – с охлажденного материка на океан, летом – с океана на сушу.

Мерзлые грунты ММГ (многолетние мерзлые грунты)

... температура мерзлых грунтов на этих территориях выше -0,5 о С). Классификация мерзлых грунтов зависит еще и от промежутка времени, через которое они оттаивают. Так к многолетнемерзлым грунтам, ... мм. Более 750 км трассы проходит на участках многолетнемерзлых грунтов; 2. Трасса строящегося трубопровода «Куюмба ... подземная прокладка, это конструктивная схема наиболее распространена (более 95% от общей ...

Трасса расположена в двух климатических поясах (Алисов Б.П., 1947) – субарктическом (климат лесотундры) и умеренном (климат северной тайги).

Участок проектируемого строительства в административном отношении расположен на территории Туруханского района Красноярского края, Красноселькупского и Пуровского районов Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

Территория проведения изысканий расположена в северо-восточной части Западно-Сибирской равнины на границе со Среднесибирским плоскогорьем. Трасса нефтепровода протянулась от центральной части Нижнеенисейской возвышенности на севере, до реки Пякупур в 10 км к северу от ее слияния с рекой Вэнгапур в южной части трассы. По ходу движения трасса проходит по поверхности Енисей-Тазовского и Пур-Тазовского междуречий, пересекая долину реки Таз, а также притоков рек Енисей, Пур и Таз различного порядка. Поверхность прохождения трассы представляет собой пологоволнистую равнину, где очень широкие, при этом часто неравномерной ширины, речные долины отделены друг от друга резко обособленными водораздельными плато.

Гидрография района представлена реками Большая Хета, Таз, Айваседапур, Пякупур, их многочисленными притоками, а также множеством стариц, озер и ручьев. Трасса магистрального нефтепровода пересекает реки: Хуричангда, Левый Тагул, Панчаткещитчары, Момчик, Ундылькы, Кыпакы , Компыльнярылькы , Тэкоделькы , Кыпа-Тэкоделькы , Косомояха и другие.

Кроме перечисленных рек с названиями траса пересекает 70 малых рек и ручьев без названия.

Северная часть территории прохождения трассы проектируемого магистрального нефтепровода, расположена в зоне сплошного распространения многолетнемерзлых пород. Подошва многолетнемерзлых пород на междуречных пространствах здесь залегает на глубинах 300 – 400 м.

При движении на юг площадь развития талых отложений достаточно быстро нарастает и занимает от 3 … 5 до 20 % в районе прохождения трассы по правому берегу долины реки Таз (100 … 150 км).

Здесь трасса проходит по участку преимущественно сплошного распространения многолетнемерзлых грунтов. Подошва мерзлых толщ поднимается здесь от 300…400 м на севере участка до глубины 200 … 300 м на юге.

На участке от 150 км до конца трассы район работ приурочен к местам несплошного распространения многолетнемерзлых пород. Причем, если на севере участка (150 … 250 км) распространение мерзлых пород носит массивно-островной и прерывистый (в большинстве случаев) характер, то к югу преобладает редкоостровное распространение многолетнемерзлых грунтов. Мощность многолетнемерзлых грунтов на всем протяжении этого участка не превышает 50 м. На этом участке многолетнемерзлые породы имеют массивноостровное распространение и приурочены почти исключительно к районам торфяников и оторфованных суглинистых грунтов. Здесь наиболее четко прослеживается зависимость площадного распространения торфяников.

Многолетнемерзлые 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 надежным основанием сооружений. Однако, изменение условий залегания пород, деградация и нарушение температурного режима многолетнемерзлых пород приводят к ухудшению их прочностных свойств. В талом состоянии они обладают от тугопластичной до текучей консистенции. Особенно опасны при протаивании торфа. Из-за высокой льдистости они дают большие осадки (до 50 … 80 см/м).

«Прокладка надземного трубопровода без использования малоградусных ...

... нефтепровода в условиях Крайнего севера – многолетнемерзлых грунтов. В технологической части работы описаны основные технологические решения по прокладке надземных внутрипромысловых трубопроводов, ... Вдоль трассы промыслового трубопровода встречаются участки с различной несущей способностью грунтов (болота, скальные грунты, многолетнемерзлые грунты и т.д.). В данном районе трубопровод подвергаются ...

Трасса проектируемого магистрального нефтепровода прокладывается в зонах с различными геокриологическими условиями (от зоны сплошного развития многолетнемерзлых грунтов на севере проектируемой трассы, до зоны редкоостровного распространения многолетнемерзлых грунтов – на юге).

По карте ОСР-97-В (5 %-ная вероятность возможного превышения в течение 50 лет указанных на карте значений сейсмической интенсивности) – сейсмичность района менее 6 баллов [4].

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, гипноосоковыми и пушицевыми болотами.

Территория изысканий не освоена и труднопроходима.

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 (ее центральная и юго-западная часть) 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 [5].

3. Исходные данные для проектирования

Таблица 1 – Характеристика трассы и трубопровода

Наименование показателя, Условное Значение

единица измерения обозначение показателя

Годовая (массовая

G 25

производительность), млн.т/год

Длина нефтепровода, км L 500

Геодезическая отметка в начале

Zн 160

трубопровода, м

Геодезическая отметка в начале

Zк 140

трубопровода, м

Коэффициент неравномерности

Теплопроводность металлов. Разработка лабораторной работы

... необходимо решить следующие задачи: изучение теории теплопроводности металлов; изучение методов определения коэффициента теплопроводности; подбор лабораторного оборудования; экспериментальное определение коэффициента теплопроводности металлов; постановка лабораторной работы «Определение коэффициента теплопроводности металлов». Работа состоит из трёх глав, ...

kНП 1,07

перекачки

Категория трубопровода III

Диаметр трубопровода, мм Dн 820/1020

Марка стали труб 10Г2ФБ

Таблица 2 – Характеристика перекачиваемой нефти

Наименование показателя, Условное Значение

единица измерения обозначение показателя

Плотность нефти при 20°С,

293 887,6

кг/м3

Кинематическая вязкость нефти

298 34

при 25°С, мм2/с

Расчетная температура нефти,

tрасч 25

°С

Температура начала кипения,

Tкип 92

°С

Ниже минус

Температура застывания, °С Tзас

Массовая доля серы, % Мс 0,169

Массовая доля парафинов, % Мп 0,74

Массовая доля воды, % Мв 1,94

Массовая доля асфальтенов, % Масф 0,215

3 Технологический расчёт магистрального нефтепровода

3.1 Определение плотности при расчетной температуре

Определение плотоности:

• Т  293    (293  Т ); (3.1)

где 293 – плотность нефти при 293 К, кг/м3;

• ξ – температурная поправка, кг/(м3К);
• Т – расчетная температура нефти, К.

Температурная поправка:

•   1,825  0,001315  293 ; (3.2)

  1,825  0,001315  887,6  0,66 кг/(м3К)

Подставим все значения в формулу (3.1) и получим:

T  887,6  0,66  (293  298)  884,3 кг / м3.

3.2 Подбор насосного оборудования для МН

Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающих станций производится исходя из расчётной часовой производительности нефтепровода, определяемой по формуле:

GГ  kНП

Q 109 , (3.3)

24  N P   где GГ – годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн.т/год;

• р – расчетная плотность нефти;
• k НП – коэффициент неравномерности перекачки = 1,07;
• N P – число суток работы нефтепровода в течение года.

Чтобы определить число рабочих дней трубопровода в году N p , необходимо знать наружный диаметр DH и протяженность трубопровода L.

DH = 820 мм, рабочее давление до 10 Мпа, а N p = 350 дней [6].

25 1,07

Q  109  3601 м3 / ч.

24  350  884,3

В соответствии с расчётной часовой производительностью выбираем насосы.

Таблица 3 – Параметры насосов

НМ3600-230 НПВ3600-90

Н0 , м 325,6 Н0 , м 127

a 0 a 0

b, ч 2 / м5 7,36  106 b, ч 2 / м5 2,9  106

Задаваясь значениями диаметров рабочих колёс из приложения определим напоры, развиваемые насосами при расчётной производительности перекачки. Для этого воспользуемся уравнением напорной характеристики насоса:

• H  H 0  a  Q  b  Q2 , (3.4) где Q – тоже, что и в формуле (3.3);
• а – см. таблица 3;
• b – см. таблица 3;
• H 0 – см. таблица 3.

H М  325,6  7,36 106  36012  230 м,

H П  127  2,9 106  36012  89,4 м.

По напорным характеристикам насосов вычисляем рабочее давление, МПа:

p    g ( H П  mМ  H М ) 106  p ДОП , (3.5)

где mМ – число работающих МН.

H М – тоже, что и в формуле (3.4);

Капитальный ремонт магистрального нефтепровода

... ремонту линейной части магистральных нефтепроводов относят: ремонт и замену изоляционного покрытия, дефектных участков, линейной части арматуры трубопровода; очистку внутренней полости трубопровода от парафина, грязи и нанесение внутренней изоляции трубопровода; ремонт переходов трубопроводов ...

• g – ускорение свободного падения, 9,81;
• H П – тоже, что и в формуле (3.4);
•  – плотность нефти, кг/м3.

p  884,3  9,81(89,4  3  230) 106  10

p  6,7  10.

Условие выполняется, т.к. Рдоп = 10 МПа, следовательно, насосы подобраны правильно.

Подобранное насосное оборудование и значение рабочего давления подходит как для МН с DH = 820 мм, так и с DH = 1020 мм [7].

3.3 Определение толщины стенки трубопровода

Расчетную толщину стенки трубопровода определяем по формуле:

n1  p  DH

 , (3.6)

2  (n1  p  R1 )

где p – рабочее давление, МПа;

• DН – то же, что и в формуле (3.3);
• n1 – коэффициент надежности по нагрузке, n1  1,15 ;
• R 1 – расчетное сопротивление металла трубы и сварных соединений, МПа.

Находим расчетное сопротивление металла:

mo

R1  RH 1  , (3.7)

k1  kH

где RH 1 – нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, равное минимальному пределу прочности  вр ;

• m0  коэффициент условий работы трубопровода ( m0  0,99 для трубопроводов III катеории;
• k1 – коэффициент надежности по материалу;
• k H – коэффициент надежности по назначению трубопровода, ( kH  1,1 ).

Рассчитаем формулы 3.6 и 3.7:

Для DH = 820 мм:

0,99

R1  590   395,6 МПа.

1,34 1,1

1,15  6,7  820

  7,8 мм.

2(1,15  6,7  395,6)

Для DH = 1020 мм:

0,99

R1/  590   395,6 МПа.

1,34 1,1

1,15  6,7 1020

/   9,7 мм.

2(1,15  6,7  395,6)

Полученное значение округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной   8 мм. и  /  10 мм.

Внутренний диаметр нефтепровода по формуле:

DВН  DВ  2 . (3.8)

DВН  820  2  8  804 мм = 0,804 м.

D/ ВН  1020  2 10  1000 мм =1 м. [8]

3.4 Проверка нефтепровода с разными диаметрами на прочность, деформацию и общую устойчивость

Рассчитаем абсолютные значения максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов:

  R1

T(  )  , (3.9)

 E

R1  (1   )

T(  )  , (3.10)

 E

где  – коэффициент линейного расширения металла трубы, 12 106 град-1;

• E – модуль упругости металла, E  2,1 105 МПа;
•  – коэффициент Пуассона,   0,3.

R1 – расчетное сопротивление трубной стали растяжению (сжатию), МПа.

Вычислим значения формул 3.4 и 3.5:

0,3  395,6

T(  )   47 град;

12 106  2,1 105

395,6  (1  0,3)

T( )   110 град;

12  106  2,1  105

К дальнейшему расчету принимаем большую из величин T( )  110 град.

Находим величину продольных осевых сжимающих напряжений:

n1  p  DВН

 ПР. N    E  T  0,3  , (3.11)



где  – то же, что и в формуле (3.9);

• E – то же, что и в формуле (3.9);
• T – то же, что и в формуле (3.9);
• n1 – коэффициент перегрузки, n1 = 1,15;
•  – толщина стенки, м.

р – рабочее давление в трубопроводе, МПа;

• DВН – внутренний диаметр трубопровода, м.

1,15  6,7  0,804

Сооружение подводного трубопровода

... и дорогими при строительстве подводных переходов магистральных трубопроводов. Поэтому эффективность и сроки строительства подводных переходов зависят обычно от организации и технологии подводных земляных работ, ... 4. Производится испытание трубопровода на прочность внутренним давлением. 5. Прокладывается тяговый трос строго по курсу движения трубопровода. 6. Трубопровод протаскивается по дну ...

 ПР. N  12  106  2,1  105  110  0,3   44,9 МПа.

0,008

1,15  6,7  1

 / ПР. N  12  106  2,1  105  110  0,3   46 МПа.

0,01

Знак «минус» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений. Поэтому необходимо вычислить коэффициент  1 , учитывающий двухосное напряженное состояние металла:

 ПР. N  ПР. N (3.12)

 1  1  0,75  ( ) 2  0,5  ,

R1 R1

где R1 – то же, что и в формуле (3.10);

•  ПР. N – то же, что и в формуле (3.11).

44,9 2 44,9

 1  1  0,75  ( )  0,5   0,94.

395,6 395,6

46 2 46

 1/  1  0,75  ( )  0,5   0,937.

395,6 395,6

Надземные трубопроводы проверяют на прочность, деформацию и общую устойчивость и продольном направлении производят по условию:

 ПР. N   2  R1, (3.13)

где  ПР. N – то же, что и в формуле (3.11);

• R1 – то же, что и в формуле (3.10);

 2  коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние

металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (σПР.N > 0) принимаемый равным единице, при сжимающих (σПР.N < 0) – определяемый по формуле:

 КЦ  КЦ

 2  1  0,75  ( ) 2  0,5  , (3.14)

R1 R1

где  КЦ – кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа;

• R1 – то же, что и в формуле (3.10).

 КЦ  n1   КЦ

Н

, (3.15)

где  КЦ

Н

• кольцевые напряжения от рабочего давления, МПа:

p  DВН

 КЦ

Н

 , (3.16)

2

где  – толщина стенки, м.

р – рабочее давление в трубопроводе, МПа;

• DВН – внутренний диаметр трубопровода, м.

6,7  0,804

 КЦ

Н

  336,7 МПа,

2  0,008

6,7 1

 КЦ

Н /

  335 МПа,

2  0,01

 КЦ  1,15  336,7  387, 2 МПа,

 КЦ /  1,15  335  385 МПа,

387,2 2 387,2

 2  1  0,75  ( )  0,5   0,4.

395,6 395,6

385 2 385

 2 /  1  0,75  ( )  0,5   0,5.

395,6 395,6

Произведем проверку нефтепровода на прочность по условию 3.13:

Для DH = 820 мм.

44,9  0,4  395,6

44,9  158. Условие выполняется.

Для DH = 1020 мм.

46  0,5  395,6

46  198. Условие выполняется.

Проверку на отсутствие недопустимых пластических деформаций наземных трубопроводов производят по условиям:

m0

 ПР

Н

 3   R2H , (3.17)

0,9  k H

m0

 КЦ

Н

  R2H , (3.18)

0,9  k H

где  ПР

Н

• максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, МПа;
• m0 – коэффициент условий работы трубопровода, 0,99;
• k H – коэффициент надежности по назначению трубопровода;
• R2H – нормативное сопротивление.

Е  DН

 ПР

Н

• N     КЦ    E  T 

Н

, (3.19)

2  RMIN

Газлифтный способ добычи нефти

... для рационального их использования. 2. Газлифтный способ добычи нефти При газлифтном способе эксплуатации недостающая энергия подается с поверхности ... и газопроводах. Это приводит к повышению давления в трубопроводах и возможному их разрыву. Попадание газа ... опоры, предотвращающие падение труб при ремонте, а также их вибрацию при работе скважин. Обвязка скважины, аппаратуры и газопроводов под давлением ...

где RMIN – минимально допустимый радиус упругого изгиба нефтепровода определяется из условий прочности поперечных сварных швов и упругой работы металла труб по формуле, м;

•  – то же, что и в формуле (3.9);
• E – то же, что и в формуле (3.9);
• T – то же, что и в формуле (3.9);

 ПР

Н

• то же, что и в формуле (3.17)

0,5  E  DН

RMIN  , (3.20)

m0

3   R2H     КЦ

Н

   E  T

0,9  kH

где  3 – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, определяется по формуле:

2

 

  КЦН   КЦН

 3  1  0,75     0,5  , (3.21)

 m0  R H  m0

 R2

H

 0,9  k 2  

 H  0,9 k H

где R2H – нормативное сопротивление, которое равно пределу текучести  т ,

для нашей марки стали принимаем R2H  460МПа.

 

 336,7  336,7

 3  1  0,75     0,5   0,41,

 0,99  460  0,99

 460

 0,9  1,1  0,9 1,1

 

 

 335  335

 3  1  0,75     0,5   0,4,

 0,99  0,99

 0,9  1,1  460  

 460

  0,9 1,1

0,5  2,1  105  0,82

RMIN   6944 м,

0,99

0,41   460  0,3  336,7  12 106  2,1 105 110

0,9  1,1

0,5  2,1  105  1,02

RMIN  /

 14671 м,

0,99

0,4   460  0,3  335  12 106  2,1 105 110

0,9  1,1

2,1  105  0,82

 ПР

Н 6

• N  0,3  336,7  12  10  2,1  10  110 

 188,6 МПа.

2  6944

2,1  105 1,02

 Н

ПР. N

/ 6

 0,3  335  12  10  2,1  10  110 

 184 МПа.

2 14671

Произведем проверку нефтепровода на отсутствие недопустимых пластических деформаций по условиям 3.17 и 3.18:

Для DH = 820 мм:

0,99

188,6  0,41   460  188,6

0,9  1,1

0,99

188,6   460  460.

0,9  1,1

Для DH = 1020 мм:

0,99

184  0,4   460  184

0,9 1,1

0,99

184   460  460.

0,9  1,1

Так как неравенства выполняются, делаем вывод о том, что недопустимые пластические деформации нефтепровода отсутствуют [7].

Надземные нефтепроводы должны быть рассчитаны на продольную устойчивость в плоскости наименьшей жесткости системы.

Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству:

m0

S  N КР , (3.22)

1,1

Находим площадь поперечного сечения металла трубы и осевой момент инерции:



F  ( DН2  DВН

, (3.23)



I  ( DН4  DВН

, (3.24)



F  (0,822  0,8042 )  0,025 м2 ,



F/   (1,022  12 )  0,032 м2 ,



I  (0,824  0,8044 )  0,002 м4 .



I/   (1,024  14 )  0,004 м4 .

Нагрузка от собственного веса металла трубы:



qM  nCB M  ( DН2  DВН

Особенности эксплуатации магистральных трубопроводов

... вмятина в прокате, риска, расслоение, утонение стенки трубы. Эксплуатация трубопровода при наличии опасных де­фектов допускается при введении ... поверхностей трубы. При этом датчик погружен в поток нефти. Толщина стенки определяется по времени запаздывания второго сиг ... мощность навалу; давление; температура; парамет­ры вибрации и т. д. При диагностировании оборудования и трубопроводов ис­пользуют ...

, (3.25) где nCB – коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса (при расчете на продольную устойчивость nCB =0,95)[9];

•  M – удельный вес металла, из которого изготовлена труба, для стали  M  78500 Н / м3.



qM  0,95  78500   (0,822  0,8042 )  1897 Н / м.



qM /  0,95  78500   (1,022  12 )  2327 Н / м.

Нагрузку от собственного веса изоляции принимаем равной 10 % от qM ,

т.е. qИ  189,674 Н / м. ; qИ /  232,7 Н / м [8].

Нагрузка от веса нефти, находящегося в трубопроводе единичной длины:

 DВН

qН   g , (3.26)

  0,8042

qН  884,3  9,81   4358 Н / м.

  12

qН  884,3  9,81 

/

 6810 Н / м.

То есть нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемым нефтепродуктом [9]:

qТР  qМ  qИ  qН , (3.27)

qТР  1897  189,7  4358  6444,7 Н / м.

qТР /  2327  232,7  6810  9369,7 Н / м.

Ветровая нагрузка на единицу длины трубопровода, перпендикулярная его осевой вертикальной плоскости. Давление ветра, как и вес снегового покрова, будет зависеть от района строительства.

qвет = 1,2w0 ∙ k ∙ c ∙ Dиз (3.28)

где w0 – нормативное значение ветрового давления Н/м2 [10];

• k – коэффициент учитывающий изменение ветрового давления по высоте;
• с – аэродинамический коэффициент, с = 0,5.

Для Dн = 820 мм:

qвет = 1,2 ∙ 960 ∙ 1,9 ∙ 0,5 ∙ 1,2 = 2626,5 Н/м

Для Dн = 1020 мм:

qвет = 1,2 ∙ 960 ∙ 1,9 ∙ 0,5 ∙ 1,4 = 3064,3 Н/м.

Снеговая нагрузка на 1 м2 длины надземного трубопровода:

qснег = 0,4 ∙ Sq (3.29)

где Sq – расчётное значение веса снегового покрова на 1 м2 длины, кгс/м2.

qснег = 0,4 ∙ 320 = 128 кгс/м2 Таблица 4 – Расчётные значения для труб разных диаметров значение Dн = 820 мм Dн = 1020 мм Толщина стенки, мм 8 10 продольные осевые сжимающие -44,9 -46 напряжения, МПа кольцевые напряжения, 387,2 385 МПа максимальные суммарные продольные

188,6 184 напряжения в трубопроводе, МПа площадь поперечного сечения металла трубы, 0,025 0,032 м2 осевой момент инерции, 0,002 0,004 м2 нагрузка от собственного веса заизолированного 6444,7 9369,7 трубопровода с перекачиваемым нефтепродуктом, Н/м Ветровая нагрузка, Н/м 2626,5 3064,3 Снеговая нагрузка, кгс/м2

3.5 Гидравлический расчет нефтепровода

Секундный расход нефти и ее средняя скорость определяется по следующим формулам:

Q

Q , (3.30)

3600

4Q

 , (3.31)

  DВН

3601,2

Q  1м3 / с,

3600

4 1

  1,97 м / с.

  0,8042

4 1

/   1,27 м / с.

  12

Определим число Рейнольдса с целью определения режима течения нефти:

  DВН

Re  , (3.32)

T

где  – средняя скорость нефти;

• DВН – внутренний диаметр нефтепровода;
•  T – кинематическая вязкость.

1,97  0,804

Re   46585,

34  106

1,27 1

Re /   37353.

34  106

При Re  2320 режим течения ламинарный, в обратном случае – турбулентный.

Для двух случаев, режим течения нефти – турбулентный.

При турбулентном режиме течения различают три зоны трения: гидравлически гладких труб (коэффициент гидравлического сопротивления зависит только от Re ); смешанного трения (  зависит от Re и относительной шероховатости  ) и квадратичного трения (  зависит только от  ).

Границами этих зон являются переходные числа Рейнольдса [8]:

10 500

Re1  и Re2  , (3.33)

 

где  – относительная шероховатость труб, выраженная через эквивалентную шероховатость K Э и внутренний диаметр нефтепровода DВН .

KЭ

 . (3.34)

DВН

0,075

  9,37  105.

10

Re1  5

 1,06  105 ,

9,37 10

500

Re2  5

 53,3  105 .

9,37  10

0,075

/   7,5  105.

1000

Re1/  5

 1,3  105 ,

7,5 10

Re2 /  5

 66,6  105

7,5  10

Видно, что выполняется условие 2320  Re  Re1, так как 2320  46585  106700 и 2320  37353  106700, то течение нефти происходит в

зоне гидравлически гладких труб и коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле:

0,3164

 (3.35)

Re0,25

0,3164

  0,02.

465850,25

0,3164

/   0,023.

373530,25

Гидравлический уклон в нефтепроводе определяем по формуле:

 2

i  , (3.36)

DВН 2  g где ???? – то же, что и в формуле (3.32);

• ???? – то же, что и формуле (3.35)

Dвн – внутренний диаметра трубопровода;

• g – ускорение свободного падения = 9,81.

0,02 1,972

i   0,005.

0,804 2  9,81

0,023 1,272

i/    0,002.

1 2  9,81

Конечный напор обычно принимают H КН  30 м.

Полные потери напора в трубопроводе будут равны:

H  1,02  i  L  z  H HK , (3.37)

где z – разность геодезических отметок конца z К и начала z Н , трубопровода:

z  zК  zН . (3.38)

H  1,02  0,005  500 103  (160  140)  30  2600 м.

H /  1,02  0,002  500 103  (160  140)  30  1070 м.

Суммарный напор, развиваемый насосными станциями нефтепровода, складывается из напора, развиваемого всеми подпорными насосами «головных» насосных станций и суммарного напора станций, т.е.:

H  H П  n  HСТ , (3.39)

где H СТ – расчетный напор одной станции;

• n – число станций;
• H П – напор, создаваемый подпорными насосами.

HСТ  mМ  H М , (3.40)

HСТ  3  230  690 м.

В магистральном трубопроводе устанавливается такой расход Q, при котором суммарный развиваемый напор равен полным потерям напора в трубопроводе.

Соответственно, уравнение баланса напоров имеет вид:

H П  n  HСТ  1,02  i  LT  z  H КП . (3.41)

где H СТ – то же, что и в формуле (3.40);

• n – то же, что и в формуле (3.40);
• H П – то же, что и в формуле (3.40);
• z – разность геодезических отметок;
• H КП . – конечный требуемый напор, 30 м.

Из формулы следует, что расчетное число насосных станций равно:

1,02  i  LT  z  H КП  H П H  H П

n  . (3.42)

H СТ H СТ

n  3,6 (для Dвн = 820 мм)

n /  1,42 (для Dвн = 1020 мм)

Расчетное число насосных станций, может быть округлено как в сторону большего, так и в сторону меньшего числа станций, если заказчика устраивает, что фактическая производительность нефтепровода отличается от проектной, то принимается соответствующий вариант [11].

При округлении числа станций в большую сторону требуемая производительность трубопровода достигается при его работе на переменных режимах [12].

Таблица 5 – Расчётные данные по трубопроводам разного диаметра

значение Dв = 820 мм Dв = 1020 мм средняя скорость 1,97 1, 27 нефти, м/с число Рейнольдса 46585 37353 режим течения турбулентный относительная

9,37 105 7,5 105 шероховатость, м зона течение нефти

гидравлически гладких труб происходит коэффициент гидравлического 0,02 0,023 сопротивления гидравлический уклон в 0,005 0,002 нефтепроводе конечный напор, м 30 полные потери напора в 2600 1070 трубопроводе, м напор одной станции, м число насосных

4 2 станций

4 Насосные нефтеперекачивающие станции

Расчетное время работы НПС, с учетом остановки на регламентные работы и ремонт необходимо принимать равным 8400 часов или 350 дней в году [13].

На промежуточных НПС магистральных нефтепроводов диаметром 720 мм и выше должны предусматриваться ССВД [14].

При появлении волн давления ССВД должна обеспечивать сброс части потока нефти из приёмной линии МН в резервуары-сборники.

На трубопроводы от узлов пуска-приема СОД до магистральной насосной, а также от подпорной до магистральной насосной распространяются нормы проектирования магистральных трубопроводов [15] на остальные – нормы проектирования технологических трубопроводов [11].

На НПС предусмотрены следующие технологические сооружения:

• магистральная насосная с насосами и электродвигателями. Число насосов с электродвигателями определяется расчетом в зависимости от производительности будущей насосной станции;

система предохранительных клапанов с пневматическим управлением и регулированием настроечного давления,

• узел регуляторов давления с регулирующими заслонками. Число заслонок зависит от производительности НПС. Параметры заслонок позволяют производить регулирование давления при отключении одной из заслонок;
• фильтры-грязеуловители (рабочие и резервный) с патрубками блочного исполнения [16];
• блок системы гашения ударной волны с устройствами сглаживания волн давления;
• резервуар-сборник нефти системы сглаживания волн давления и дренажа, предназначенный для сброса нефти из системы защиты нефтепровода от повышения давления;
• генератор.

Дизельная резервная электростанция предназначена для обеспечения электроэнергией потребителей НПС в период аварийного отключения основного источника электроснабжения. Расчетная продолжительность отключения составляет не более 3 суток в год. В остальное время дизельная электростанция находится в резерве [17].

На промежуточных насосных станциях с рабочим давлением на выходе НПС до 7,5 МПа должна устанавливаться ССВД с горизонтальными подземными сбросными резервуарами. Необходимость установки ССВД должна определяться по результатам расчета на гидродинамической модели нефтепровода [18].

Рисунок 1 – Сооружения НПС

1 – резервуарный парк; 2 – площадка с предохранительными клапанами; 3 – перекачивающая насосная; 4 – регулирующая арматура; 5 – магистральный нефтепровод; 6 – станция очистки и диагностики; 7 –площадка фильтров уловителей; 8 – площадка с предохранительными устройствами; 9 – зачистной

насос; 10 – узел учёта.

5 Особенность сооружений на линейной части магистрального

нефтепровода в районах крайнего севера и вечномерзлых грунтов

Надземный участок нефтепровода проектируется с компенсацией продольных деформаций и прокладывается на опорах, обеспечивающих перемещение по ним трубопровода при изменении температуры и давления [19].

5.1 Запорная арматура

Запорная арматура на трассе нефтепровода устанавливается в зависимости от рельефа местности, но не реже, чем через 30 км. Кроме того, предусматривается установка береговых задвижек на подводных переходах через водные преграды шириной более 10 м по зеркалу воды в межень и глубиной более 1,5 м. Береговые задвижки должны быть расположены вне охранной зоны реки.

Магистральные линейные и береговые задвижки должны быть электроприводные шиберные с концами под приварку с классом герметичности затвора «А» климатического исполнения ХЛ, условным диаметром 1000 мм, условным давлением 8,0 и 10,0 МПа [21].

5.2 Переходы через водные преграды

Переходы через реки запроектированы подводными однониточными. Ширина рек не превышает по меженному горизонту 18 м, глубина не более 1,5 м, исключение составляет река Тыкоделькы, ее ширина 13 м, глубина 4,4 м и реки Таз, Айваседопур, Пякупур, Пур – ширина в межень которых более 75 м и глубина, соответственно, 4,8, 2,4 и 2,6 м.

На участке надземной прокладки нефтепровода переходы через реки выполнены воздушным способом. Расстояние от пролетного строения или от низа трубы принято не менее 0,2 м до уровня воды при 1 %-ной обеспеченности и от наивысшего горизонта ледохода.

На участке подземной прокладки величина заглубления нефтепровода на водных переходах определялась с учетом перспективных данных по предельным деформациям на русловых и береговых участках, она составляет не менее 0,5 м от линии предельного профиля размыва до верха забалластированного трубопровода, но не менее 1 м до естественных отметок дна водоема.

Береговые задвижки расположены на отметках не ниже отметок 10 % обеспеченности и выше отметок ледохода.

При переходе через овраги и балки нефтепровод прокладывается на глубине не менее 1,0 м от дна верха забалластированного трубопровода [21].

5.3 Защита от коррозии

Для защиты от коррозии в проекте приняты трубы и детали трубопроводов с заводскими защитными покрытиями усиленного типа.

Для обеспечения проектного теплового режима в процессе эксплуатации нефтепровода наземный участок должен иметь тепловое изоляционное покрытие, которое наносится на эпоксидное антикоррозионное покрытие.

Технические требования на антикоррозионное и теплогидроизоляционное покрытие представлены в таблице.

Состав теплогидроизоляционного и антикоррозионного покрытия принят в следующем составе:

• первый слой – эпоксидное покрытие  = 350 мм;
• второй слой – пенополиуретан плотностью не менее 75 кг/м3  = 100 мм;
• третий слой – спиральновитой оболочке из оцинкованной стали  = 1,2 мм первого класса покрытия.

Допустимая минимальная температура окружающей среды при хранении теплогидроизолированных труб минус 60 С, температура транспортируемого продукта до 80 С [22].

Теплогидроизоляция и антикоррозионное покрытие должна наноситься в заводских условиях.

Для теплоизоляции и антикоррозионной изоляции сварных соединений труб применяются двухкомпонентный эпоксидный праймер [23], термоусаживающаяся манжета ТИАЛ-М820-450×2 в комплекте с замковой пластиной ТИАЛ-3П-820-450×100, кожух из оцинкованной стали, адгезивная лента ТИАЛ-3 для герметизации краевых зон кожуха, жидкий пенополиуретан под кожух, термоусаживающаяся лента ТИАЛ-М 650×2,4 с замковой пластиной ТИАЛ-3П820 650×100 и оцинкованная сталь. Покрытие наносится в трассовых условиях.

Антикоррозионная защита сварных соединений нефтепровода выполняется в трассовых условиях.

Участки надземной прокладки изолированы от подземного участка установкой на нефтепроводе в зоне перехода электроизолирующей вставки.

При подсоединении к системе магистральных нефтепроводов в районе Пурпе на проектируемом нефтепроводе также устанавливается изолирующая вставка для электрического разделения участков.

5.4 Подогрев нефти

Подогрев нефти в соответствии с технологической схемой будет осуществляться на НПС в первые два года разработки месторождения.

Температура нагрева составит от 27 до 70 ºС.

На НПС с узлом подключения к системе магистральных нефтепроводов (Пурпе) подогрев нефти предусмотрен при обратной перекачке, температура нагрева от 12 до 60 ºС.

Подогрев нефти предусматривается в нагревателях.

В качестве топлива для нагревателей нефти на НПС используется нефть, для НПС с узлом подключения к системе магистральных нефтепроводов (Пурпе) топливом является природный газ от УКПГ Губкинского месторождения.

5.5 Электрообогрев трубопроводов

В настоящем проекте предусмотрен электрообогрев надземных трубопроводов

Электрообогрев обеспечивает поддержание требуемой температуры среды при наружной температуре минус 49 °С.

Система управления обогревом надземных трубопроводов обеспечивает высокую точность уровня поддерживаемой температуры и обеспечивает экономию электроэнергии за счет ступенчатого регулирования мощности в зависимости от температуры окружающего воздуха и температуры трубы [24].

5.6 Опоры

В данном проекте используются опоры неподвижных, фиксирующих углы поворота трубопровода, свободно-подвижных и продольно-подвижных, обеспечивающих работу компенсаторов.

Конструкция опор выполнена из сталей марки 09Г2С.

Опора свободно-подвижная и продольно-подвижная, в отличие от опор подвижных и скользящих, помимо свободного перемещения трубопровода в горизонтальной плоскости, обеспечивает возможность наклона в направлении продольной оси трубопровода. Такая конструкция обеспечивает соблюдение требований по сейсмозащищенности объектов и дает дополнительные компоновочные возможности при монтаже трубопроводов.

Свободно-подвижные опоры являются достаточно сложным устройством, надежность и долговечность работы которого обеспечивается безукоризненным соблюдением технических условий при производстве. Помимо высокой точности изготовления сопрягаемых деталей, опора свободно-подвижная проходит сложный процесс термообработки после сварки, а по окончанию сборки обязательный контроль сварных швов. Кроме того, особое внимание уделяется поворотному механизму опоры, обеспечивающему свободное вращение ложемента относительно основания. Подвижные опоры воспринимают вес теплопровода и обеспечивают его свободное перемещение на строительных конструкциях при температурных деформациях. При перемещении трубопровода подвижные опоры перемещаются вместе с ним. Подвижные опоры используют при всех способах прокладки, кроме бесканальной. Подвижные опоры испытывают главным образом вертикальные нагрузки от массы трубопроводов. Эти опоры просты по конструкции и надежны в эксплуатации.

Неподвижными опорами трубопроводы как бы делятся на самостоятельные участки. С помощью неподвижных опор трубы жестко закрепляют в определенных точках трассы между компенсаторами или участками с естественной компенсацией температурных деформаций, которые воспринимают, кроме вертикальных нагрузок значительные горизонтальные усилия, направленные по оси трубопровода и складывающиеся из неуравновешенных сил внутреннего давления, сил сопротивления свободных опор и реакции компенсаторов. Наибольшее значение имеют силы внутреннего давления. Поэтому для облегчения конструкции опоры стараются расположить ее на трассе таким образом, чтобы внутренние давления в трубопроводе были уравновешены и не передавались на опору. Те опоры, на которые реакции внутреннего давления не передаются, называются разгруженными неподвижными опорами; те же опоры, которые должны воспринимать неуравновешенные силы внутреннего давления, называются неразгруженными опорами.

Неподвижные опоры труб рассчитывают на наибольшую горизонтальную нагрузку при различных режимах работы теплопроводов, в том числе при открытых и закрытых задвижках

Неподвижные опоры предусматривают на трубопроводах при всех способах прокладки тепловых сетей. От правильного размещения неподвижных опор по длине трассы тепловых сетей во многом зависит величина температурных деформаций и напряжений в трубах. Неподвижные опоры устанавливают на ответвлениях трубопроводов, в местах размещения запорной арматуры, сальниковых компенсаторов.

Расстояние между неподвижными опорами определяют исходя из заданной конфигурации трубопроводов, температурных удлинений участков и компенсирующей способности устанавливаемых компенсаторов. Неподвижные закрепления трубопроводов выполняют различными конструкциями, которые должны быть достаточно прочными и жестко удерживать трубы, не допуская их перемещения относительно поддерживающих конструкций.

Конструкции неподвижных опор состоят из двух основных элементов: несущих конструкций (балок, железобетонных плит), на которые передаются усилия от трубопроводов, и собственно опор, при помощи которых осуществляется неподвижное закрепление труб (приварные косынки, хомуты).

В зависимости от способа прокладки и места установки применяют неподвижные опоры: упорные, щитовые и хомутовые. Опоры с вертикальными двусторонними упорами и лобовые применяют при установке их на каркасах в камерах и тоннелях и при прокладке трубопроводов в проходных, полупроходных и в непроходных каналах. Щитовые опоры применяют как при бесканальной прокладке, так и при прокладке теплопроводов в непроходных каналах при размещении опор вне камер.

Необходимо предусмотреть мероприятия от выпучивания опор – проводить обработку свай против смораживания грунта со сваей или заглублять опоры на достаточ-ную величину. В любом случае глубина заложения опор должна быть больше глубины сезонного промерзания – оттаивания, то есть не менее 2 м [25].

5.7 Система термостабилизации

По трассе нефтепровода для сохранения вечномерзлых грунтов в мерзлом состоянии, как в процессе проведения строительных работ, так и в течение всего периода эксплуатации сооружений рекомендуется стабилизировать температурный режим с помощью термостабилизаторов, обеспечивающих первоочередное замораживание грунтов в нижней части сваи, обеспечивая таким образом устойчивость свай от деформаций осадок и пучения. Для термостабилизации грунтов основания в данном проекте применяются термостабилизаторы марки ТК 32/10.0 М5/4-1, хладагент – углекислота.

Данные термостабилизаторы экологически безопасны и могут применяться на любых объектах строительства без ограничения.

Погружение термостабилизаторов в проекте обусловлено грунтовыми условиями района проектирования и принято на глубину до 12 метров по трассе нефтепровода. Количество термостабилизаторов на одну опору составляет от 2 до 4 штук. Такое количество необходимо для создания твердомерзлого массива вокруг опоры [26].

5.8 Молниезащита

Молниезащита зданий и наружных взрывоопасных установок площадок НПС и площадок линейных задвижек выполнена в соответствии с СО 15334.21.122-2003. Комплекс средств молниезащиты зданий включает в себя устройства защиты от прямых ударов молнии (внешняя молниезащитная система МЗС) и устройства защиты от вторичных проявлений молнии (внутренняя МЗС).

Внешняя МЗС выполняется отдельностоящими молниеотводами и молниеотводами, установленными на прожекторных мачтах (для дыхательной арматуры дренажных емкостей), а также с использованием в качестве молниеприемника металлической кровли зданий. Токоотводами служат металлические каркасы молниеотводов или защищаемых зданий.

Заземляющие устройства, к которым присоединяются молниеотводы, выполняются из электродов из круглой стали диаметром 16 мм, соединенных стальной полосой сечением 4×40 мм. Глубина заложения верха вертикальных электродов и горизонтальных заземлителей составляет 0,5 м от поверхности земли.

Внутренние устройства молниезащиты предназначены для ограничения электромагнитных воздействий тока молнии и предотвращения искрений внутри защищаемых объектов и заключаются в присоединении всех подходящих к зданиям и сооружениям коммуникаций (брони кабелей, труб водоснабжения, технологических трубопроводов) к зазем-ляющему устройству. Во фланцевых соединениях трубопроводов должна быть обеспечена нормальная затяжка не менее четырех болтов на каждый фланец.

Для защиты от вторичных проявлений молнии, статического электричества и от заноса высоких потенциалов по подземным и надземным коммуникациям все трубопроводы на вводе в здания и сооружения подлежат заземлению.

Выполняется защита от прямых ударов молнии блоков БЛП. В качестве молниеприемной сетки используется металлическая кровля, соединяемая токоотводами с заземляющим устройством. В качестве токоотводов используются стойки металлических каркасов блоков.

В качестве заземлителей используется свайный фундамент, выполненный из труб, который в ненаселенной местности обеспечивает необходимое нормируемое сопротивление заземления [27].

5.9 Компенсаторы

Универсальный компенсатор cильфонный, выполненный из многослойной нержавеющей стали, предназначен для компенсации напряжений, вызываемых смещением почвы при очень сильных продольных осевых, сдвиговых, угловых, в одной или нескольких плоскостях сейсмических колебаниях, а также перепадами температур [28].

Рисунок 2 – Монтаж компенсатора П-образного.

1 – опора неподвижная; 2 – опора подвижная; 3 – винтовая растяжка.

Компенсаторы относятся к 4 группе 2-го класса промышленной продукции (неремонтируемые изделия)[36].

6 Основные природоохранные мероприятия

6.1 Мероприятия по предупреждению аварийных ситуаций

Для уменьшения создания возможных аварийных ситуаций предусмотрены следующие мероприятия:

• трубы приняты из материала, удовлетворяющего требованиям государственных стандартов;
• толщина стенки труб принята больше расчетной;
• выполнение контроля качества сварных стыков, испытание трубопроводов и оборудования на прочность и плотность в соответствии с требованиями нормативных документов;
• антикоррозионное покрытие оборудования и трубопроводов в сочетании с элек-трохимзащитой;
• испытание оборудования и трубопроводов на прочность и герметичность после монтажа;
• оснащение предохранительными клапанами всей аппаратуры, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное;
• сбор газа с предохранительных клапанов на свечу рассеивания.

В процессе эксплуатации следует предусмотреть строгое соблюдение сроков перио-дических осмотров технического состояния фланцевых соединений, уплотнений насосов, запорной арматуры.

Локализация аварийных разливов нефтепродуктов и ГСМ и, соответственно, сокращение воздействия на природную среду обеспечивается устройством обвалования по всему периметру емкостей хранения ГСМ;

• Ликвидация последствий аварий должна выполняться в соответствии с утвержденным на предприятии планом локализации аварийных разливов продукции скважин.

Система мониторинга опасных природных процессов проектом не предусмотрена. Предупреждение о возможных ЧС природного характера руководство проектируемого объекта будет получать от соответствующих Федеральных органов, проводящих мониторинг опасных природных процессов [29].

6.2 Мероприятия по охране растительного и животного мира

Строительство проектируемых объектов имеет ряд особенностей, характеризующихся концентрацией значительных материальных ресурсов, участием в строительном процессе механизмов большой мощности. Воздействие на окружающую среду оказывается в результате:

• отчуждения земель под временную полосу отвода;
• разрушения естественного почвенно-растительного покрова, влияющего на флору района строительства;
• воздействия на животный мир от шума работающих механизмов;
• засоренности территории отходами строительного производства;
• нарушения рельефа местности при планировке, отсыпке площадок и т.п.

Шумовые воздействия на животный мир имеют кратковременный характер и существенного влияния на фауну района строительства не оказывают.

При отчуждении земель, связанных со строительством, устанавливаются твердые границы временной полосы отвода, что обязывает не допускать использование земель за ее пределами.

Воздействие на окружающую среду при эксплуатации проектируемых объектов характеризуется как непрерывное и длительное, приводящее к нарушению равновесия в экосистемах.

Животный мир чаще всего страдает в результате браконьерского промысла, до настоящего времени процветающего на всех стадиях освоения месторождений, изменений в экологической среде, реже – в результате уничтожения биотопов.

В целях снижения негативного воздействия проектируемых объектов на животный мир территории необходимо:

• приказом по предприятию запретить механизированное несанкционированное перемещение по территории;
• ввоз в район работ огнестрельных и других орудий промысла животных, а также собак.

Воздействие на ихтиофауну определяется в основном степенью нарушения гидрологического режима рек и водоемов, площадью нарушений и изъятия поймы, а также уровнем привнесенного загрязнения площади водосбора и непосредственно поверхностных вод [30].

7 Экономическая часть

В экономической части бакалаврской работы будет проведено сравнение трубопроводов разных диаметров для перекачки нефти с Тагульского месторождения до Пурпе с точки зрения затрат на:

• стоимость покупки трубопровода с завода на всю длины трассы(500 км.);
• стоимость доставки готовых труб до предполагаемого места проектирования;
• стоимость закупки и доставки оборудования для НПС;
• стоимость монтажа НПС.

Самый выгодный вариант будет являться приоритетным и рассмотрен далее в работе.

Расчёт стоимость покупки трубопровода с завода на всю длины трассы. Действующие в настоящее время факторы социально – политической и макроэкономической нестабильности негативно влияют на инвестиционный климат. В связи с этим при проведении расчетов сделаны следующие допущения:

• сохраняется налоговый режим на весь расчетный период;
• все расчеты выполнены в постоянных ценах, т.е. не учитываются

инфляционные колебания.

Расчет технико-экономических показателей произведен в текущих ценах на момент проектирования 2017 год и рублевом эквиваленте.

Расчёт суммы на приобретение стальных труб марки 10Г2ФБ для всей длины проектируемого магистрального нефтепровода (МН).

Данные были получены от представителей Челябинского трубопрокатного завода [31].

Таблица 6 – Расчет затрат на приобретение стальных труб разных диаметров

Диаметр Цена за шт, Количество, Вес, Сумма,

нефтепровода, тыс.руб шт тонны тыс.руб

мм

820 33,4 41700 2,4 1392780

1020 35 41700 3 1459500

Стоимость труб = Цена за шт ∙ количество труб (7.1)

Стоимость труб (820 мм) = 33,4 ∙ 41700 = 1392780 тыс. руб

Стоимость труб (1020 мм) = 35 ∙ 41700 = 1459500 тыс. руб

Основной грузопоток будет поступать железнодорожным транспортом, и со-средотачиваться на станциях Челябинск, Сургут, Пурпе.

С помощью интернет-сервиса РЖД [32] можно произвести расчёт предварительной стоимости перевозки необходимого груза от места изготовления продукции до конечного пункта. Маршрут – от ст. Челябинск до ст. Сургут и от ст. Сургут до ст. Пурпе.

Для нефтепровода Dн = 820 мм :

Стоим.дост. = Стоим.дост.(Челяб.-Сургут) + Стоим.дост.Сургут-Пурпе (7.2)

где Стоим.дост.(Челяб.-Сургут) = 1032825,6 тыс.руб.

Стоим.дост.Сургут-Пурпе = общий вес груза ∙ 3 руб/кг. (7.3)

Стоим.дост.Сургут-Пурпе = 100080000 ∙ 3/1000 = 300240 тыс. руб

Стоим.дост = 1032825,6 + 300240 = 1333065,6 тыс. руб

Для нефтепровода Dн = 1020 мм:

Стоим.дост. = Стоим.дост.(Челяб.-Сургут) + Стоим.дост.(Сургут-Пурпе) (7.4)

где – стоим.дост.(Челяб.-Сургут) = 1291032 тыс.руб;

• Стоим.дост.(Сургут-Пурпе) = общий вес груза ∙ 3 руб/кг (7.5)

Стоим.дост.(Сургут-Пурпе) = 125100000 ∙ 3/1000 = 375300 тыс.руб

Стоим.дост. = 1291032+ 375300 = 1666332 тыс.руб

Таблица 7 – Расчёт затрат на оказание услуг по доставки труб ЖД транспортом

Диаметр Количество Общий Полный Расстояние, Общая трубопровода, объем, км стоимость

труб, шт Вес, 3 мм м доставки,

тонны тыс.руб

820 41700 100080 262710 1700 1333065,6

1020 41700 125100 408660 1700 1666332

Дополнительные материалы для МН, в том числе и изоляционный материал, примем равным 15 % от стоимости трубы, что составит 208917 тыс. руб для 820 мм и 218925 тыс. руб для 1020 мм.

Вывод: более выгодным получается трубопровод с диаметром 820 мм, т.к. готовая продукция в виде стальных труб менее габаритна и легче по весу, чем с диаметром 1020 мм.

Запорная арматура. Для всей длины МН каждые 25 км нужно устанавливать запорное устройство. Необходимое оборудование по привлекательной цене может произвести для нас Тюменский филиал ЗАО «АРМАТЭК»[33].

Это предприятие специализируется на разработке и производстве новых современных видов трубопроводной арматуры с защитными покрытиями.

Стоимость арматуры = количество ∙ стоимость одной задвижки (7.6)

Для Dу = 800 мм:

Стоимость арматуры = 20 ∙ 538 = 10760 тыс. руб

Стоим.дост. = Стоим.дост.(Тюм.-Сургут) + Стоим.дост.(Сургут-Пурпе) (7.7)

где стоим.дост.(Тюм.-Сургут) = 260 тыс. руб;

• стоим.дост. (Сургут-Пурпе) = 120 тыс. руб.

Стоим. дост. = 260 + 120 = 380 тыс. руб

Для Dу = 1000 мм.:

Стоимость арматуры = 20 ∙ 613 = 12260 тыс. руб

Стоим.дост.(Тюм.-Сургут) = 285 тыс. руб

Стоим.дост. (Сургут-Пурпе) = 132 тыс. руб

Стоим. дост. = 285 + 132 = 417 тыс. руб

Общая стоимость = Стоимость арматуры + стоимость доставки (7.8)

Общая стоимость (Dу =800мм) = 10760 + 380 = 11140 тыс.руб

Общая стоимость (Dу =1000мм) = 12260 + 417 = 12677 тыс. руб

Таблица 8 – Расчет затрат на приобретение запорной арматуры и ее доставку Диам Количеств Общий Цена за ед. Стоимость Стоимость Общая етр продукци, арматуры, доставки, стоимость,

о запорной Вес, трубо тыс. руб тыс. руб тыс. руб тыс. руб прово арматуры, тонны да,

шт мм 820 20 40 538 10760 380 11140 1020 20 44 613 12260 417 12677

Вывод: разница в стоимости незначительна по сравнению с трубами, но всё же запорная арматура для труб с диаметром 820 мм легче и тем самым дешевле.

Расчёт стоимости строительства НПС укрупненным способом. В сравнении стоимости НПС будут учитываться единовременные затраты на приобретение оборудования и доставку его на место предполагаемого проекта.

Как было рассчитано ранее в работе количество НПС для разных диаметров трубопроводов необходимо разное. Для нефтепровода с D = 820 мм необходимо 4 НПС (1 головная и 3 промежуточные), а для D = 1020 мм 2 НПС (1 головная и 1 промежуточная).

ГНПС можно не учитывать, так как затраты в обоих случаях будут одинаковы.

Учитывая тот факт, что подобранное ранее в работе основное оборудование подходит для двух вариантов МН, можно предположить, что смета по приобретению и доставки основного оборудования на НПС с разными диаметрами трубопроводов будут также приблизительно равны.

Все НПС на участках магистрального нефтепровода с одной и той же пропускной способностью оснащаются однотипным оборудованием

Таблица 9 – Расчет стоимости оборудования и его доставки НПС Оборудование Количество Цена за ед., Стоимость, Доставка,

тыс. руб тыс. руб тыс. руб МН 3600-230 4 340770 1363080 840 Система автоматического

1 27860 27860 557 регулирования давления. фильтры 3 11000 33000 1153 грязеуловители блок системы гашения ударной волны с

1 15240 15240 350 устройствами сглаживания волн давления (CCВД) РВС 5000 м3 2 55000 110000 13470 система предохранительных 1 13540 13540 290 клапанов Дизельная резервная 1 34000 34000 электростанция Площадка узлов предохранительных 1 8655 8655 452 клапанов Энергоблок технологической 1 20359 20360 3460 насосной Трубопроводная сеть 1 18330 18330 1660 Административное

1 31111 31110 720 здание Здание технологической 1 64780 64780 1340 насосной Жилой модуль 1 55180 55180 835 Химикоаналитическая 1 87764 87760 340 лаборатория Пожарный пост 1 900 900 220 РВС-2000 пожарный 1 21870 21870 7470 Пожарная машина

1 4500 4500 450 «Камаз» Итого 1910165 37067

Приблизительная стоимость одной НПС складывается из стоимости закупки основного оборудования и доставки оборудование на место проекта.

Стоимостьнпс = 1910165 + 37067 = 1947232 тыс.руб (7.9)

Расчёт стоимости всех НПС для разных диаметров трубопроводов:

Обащая Стоимостьнпс = количество НПС ∙ Стоимостьнпс (7.10)

Для Dн = 820 мм:

Обащая Стоимостьнпс = 3 ∙ 1947232 = 5841696 тыс.руб

Для Dн = 1020 мм:

Обащая Стоимостьнпс = 1 ∙ 1947232 = 1947232 тыс.руб

Стоимость строительства НПС и монтажа всего оборудования примем равным 20 % от стоимости всей НПС.

Стоимость строительства = 1 НПС ∙ 0,2 (7.11)

Стоимость строительства 1 НПС = 1947232 ∙ 0,2 = 389446 тыс. руб

Стоимость строительства 3 НПС = 389446 ∙ 3 = 1168338 тыс. руб [34].

Вывод: затраты на покупку оборудования, доставкудо ст. Пурпе и монтаж его для трубопровода с диаметром 820 мм значительно превосходят диаметр труб 1020 мм.

Таблица 10 – Расчёт затрат на закупку основного материала и оборудования с учетом доставки до ст. Пурпе в тыс. руб.

Магистральный Магистральный

Наименование

нефтепровод нефтепровод

показателя

с Dн = 820 мм с Dн = 1020 мм Себестоимость стальных

1392780 1459500

труб Стоимость доставки 1333065,6 1666332 Дополнительные

208917 218925

материалы Запорная арматура 11140 12677

НПС 5841696 1947232

Монтаж НПС 1168338 389446

Итого 9955936 5694112

Вывод: затраты на закупку основного материала трубопровода и оборудования НПС с учетом доставки до ст.Пурпе необходимые для магистрального нефтепровода с Dн = 1020 мм значительно меньше.

12 000 000 тыс руб

10 000 000 тыс руб

8 000 000 тыс руб

6 000 000 тыс руб

4 000 000 тыс руб

2 000 000 тыс руб

0 тыс руб

МН с Dвн = 820 мм МН с Dвн = 1020 мм

Рисунок 3 – Основные затраты на приобретение и транспортировку основного оборудования для реализации проекта «Проектирование магистрального

нефтепровода в условиях Крайнего Севера»

В ходе сравнения таких экономических показателей, как себестоимость стальных труб, стоимость доставки, дополнительные материалы, запорная арматура, основное оборудования для НПС и его монтаж можно сделать вывод, что рациональным и менее затратным выглядит вариант с трубопроводом, диаметр которого 1020 мм. Определяющими факторами стали затраты на оборудование НПС и его монтаж.

8 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.

8.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

Магистральный нефтепровод, протяженностью 500 км, находится на севере Красноярского края в северо-восточной части Западно-Сибирской равнины на левобережье реки Енисей Туруханского района и Ямало-Ненецкого автономного округа.

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).

По основному виду экономической деятельности установлен I класс профессионального риска, характеризующий уровень производственного травматизма, профзаболеваемости и расходов по обеспечению по программе обязательного социального страхования. Страховые тарифы на обязательное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний составляют 0,2 % к начисленной оплате труда.

Основными аварийными и чрезвычайными ситуациями являются пожар, взрыв, токсический выброс, а также утечка продукта через разрывы, свищи, трещины и другие повреждения оборудования.

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.

8.2 Инженерные и организационные решения по обеспечению

безопасности работ

Проектируемый объект располагается на севере Красноярского края и Ямало-Ненецкого автономного округа.

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.

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.

8.3 Обеспечение безопасности технологического процесса

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.

Расчет искусственного освещения. 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.

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:

Eн  S  K з  Z

Ф , (8.1)

N 

где: Ен – нормируемая минимальная освещённость, лк;

• S – площадь освещаемого помещения, 48 м2;
• Kз – коэффициент запаса, учитывающий загрязнение светильника, Кз = 1,4;

• Z – коэффициент минимальной освещенности, Z = 1,1;
• N – число ламп в помещении;
• η – 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 (8.2)

Ф 

Количество ламп (ЛБ-40) в помещении цеха равно 18.

Коэффициент использования светового потока η выбирают по следующим данным:

• коэффициент отражения побеленного потолка ρп = 70 %;
• коэффициент отражения от стен, окрашенных в светлую краску ρ с = 50 %;
• коэффициент отражения от пола, покрытого линолеумом темного цвета ρр = 10 %;
• индекс помещения находим по формуле:

Определяем количество ламп в помещении:

300  48 1,4 1,1

N  18,24 (8.3)

2480  0,49

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. 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 = 0,3 – 0,5L (8.4)

где, L – расстояние между соседними светильниками, 1,4м;

• Светильники типа ЛДР с люминесцентными лампами ЛБ-40 в помещении цеха установлены рядами, три светильника в ряд с раздельным включением 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 светонесущей стене на расстоянии 1,2 м от наружной стены и на расстоянии 1,5м от внутренней.

8.4 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 и предельно-допустимая взрывобезопасная концентрация [18].

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.

8.5 Санитарно-гигиенические требования к помещению и оборудованию.

Таблица 11 – Фактическое состояние условий труда на рабочем месте

Наименование

производственного Фактический уровень № Допустимый

фактора, единица производственного

уровень

измерения фактора

1 Тяжесть трудового — процесса 2 Напряженность — трудового процесса 3 Шум, дБА 80 87 4 Температура, Со 20 22.4 5 Влажность, % 35 43 6 Скорость движения 0.1 0,1

воздуха, м/с

7 Освещенность, лк 300 160 8 Коэффициент 0.6 1,3

Естественной

освещённости, % 9 Тепловая 21 17,8

Нагрузка

среды, С 10 Тепловое излучение, 140 1272

Вт/см

8.6 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 [25].

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 [26].

Для защиты персонала на случай ЧС все работники обеспечиваются индивидуальными и медицинскими средствами защиты [35].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе представлен проект магистрального нефтепровода расположенный в районе Крайнего Севера длиной 500 км. Описаны климатические показатели района проектирования.

Произведен технологический расчёт магистрального нефтепровода и подобрано основное насосное оборудование.

Также, приняты рекомендуемые технологические решения по сооружениям и комплекс мероприятий для выбранного района проектирования.

В экономической части выполнен сравнительный расчёт затрат на приобретение и доставку материалов напрямую от изготовителя до ст.Пурпе для труб разных диаметров. Сделаны соответствующие выводы по рациональности проектирования трубопроводов с диаметром 820 мм и 1020 мм.

В части безопасности жизнедеятельности представлен расчёт освещённости цеха эксплуатации трубопроводов. Описаны возможные риски при эксплуатации надземного магистрального нефтепровода.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

НПЗ – нефтеперерабатывающий завод НМ – насос магистральный МН — магистральный нефтепровод НПВ – насос подпорный вертикальный НПС – нефтеперекачивающая станция ХЛ – холодный ГОСТ – государственный стандарт ССВД – система сброса волн давления СОД – станция очистки и диагностики СНиП – строительные нормы и правила ВНТП – ведомственные нормы технологического проектирования МЗС – молниезащитные средства ПУЭ – правила устройства электроустановок ЧС – чрезвычайная ситуация ЦТОиРТ – цех технического обслуживания и ремонта трубопроводов ЛЭС – линейная эксплуатационная служба ТУ – технические условия РЖД – Российские железные дороги ОАО – открытое акционерное общество ПАО – публичное акционерное общество

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/referat/proekt-nefteprovoda/