Расчет на прочность трубопровода

ID: 166034
Дата закачки: 28 Апреля 2016
Продавец: https://vk.com/aleksey.nakonechnyy27 (Напишите, если есть вопросы)
Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Работа Курсовая
Форматы файлов: Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ИНиГ

Описание:
Состав магистральных трубопроводов и их конструктивные схемы

Магистральными называют трубопроводы, по которым нефть, нефтепродукты, природные или искусственные газы (в газообразном или сжиженном состоянии), вода перекачиваются от мест добычи. Переработки, забора (начальная точка трубопровода) к местам потребления (конечная точка). В зависимости от вида транспортируемого продукта трубопроводы получают более узкое, характеризующее целевое назначение, название: газопровод, нефтепровод, нефтепродуктопровод, конденсатопровод, водопровод, аммиакопровод, трубопровод контейнерного транспорта и т. д.
Начальная и конечная точки трубопровода обычно находятся в местах, где сосредоточены основные источники получения транспортируемого продукта (начальная) и потребители его (конечная точка).

Состав магистральных трубопроводов.

Магистральный газопровод в общем случае включает следующие группы сооружении головные, линейные и собственно газопровод), компрессорные станции КC), газораспределительные станции (ГРС) в конце трубопровода, подземные хранилища газа ПХГ), объекты связи (высокочастотной и селекторной), системы электрозащиты сооружений трубопровода от коррозии, вспомогательные сооружения, обеспечивающие бесперебойную работу; газопровода (линии электропередач, водозаборные устройства и водопроводы, канализация и т. п.), объекты ремонтно-эксплуатацпонной службы (РЭП), административные и жилищно-бытовые сооружения.

Головными называют сооружения, на которых подготовляют газ к дальнему транспорту. Комплекс головных сооружений (ГС) зависит от состава и давления газа, добываемого на промысле и поступающего на газосборный пункт. Как правило, в комплекс ГС входят: установки по очистке газа от механических примесей, влаги, установки отделения от газа серы и высокоценных компонентов (гелия и др.). К головным сооружениям относят и КС c начальной точке газопровода, на территории которой обычно размещается комплекс перечисленных сооружений. Для наглядности на рисунке показано обустройство газовой скважины, а на другом рисунке — головные сооружения одного из газопроводов.
Линейная часть газопровода представляет собой непрерывную трубу между отдельными КС, пересекающую на всем протяжении от начальной до конечной точек, множество естественных и искусственных препятствий, обходящую населенные пункты и особо сложные для строительства участки.
Некоторые из этих препятствий показаны на рис. 1 (позиции 5, 6, 8, 9,). Конечно, схема (рисунок 1) лишь очень условно и в минимальной мере отображает реальные условия действительной местности.

Рисунок 2.1 - Схема магистрального газопровода:
1- промысел; 2- газосборный пункт: 3- головная КС; 4- отвод к ГРС; 5,6- переводы через железную и шоссейную дороги; 7 — промежуточная КС; 8,9 - переходы через реку и овраг; 10- подземное газохранилище; 11- станция катодной защиты; 12- конечная ГРС.

Компрессорные станции (КС) представляют площадочный комплекс сооружений, включающий объекты: компрессорный цех, содержащий установки для компримирования (сжатия) газа, установки пылеуловителей, попутной очистки газа от вредных примесей, установки охлаждения газа.
Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для снижения давления газа до уровня, необходимого потребителям газа (от 3 до 12 кгс/см2). Кроме того, на ГРС осуществляется дополнительная очистка и осушка газа, и, если степень одоризации недостаточна, дополнительное введение одоранта. Давление газа в магистрали предусматривается в широком диапазоне — от 10 до 75 кгс/см2. на выходе — от 3 до 12 кгс/см2, иногда (при промышленном потреблении и разводящей сети среднего давления) до 25 кгс/см2.
В зависимости от производительности газораспределительные станции подразделяются па две группы: первая группа рассчитана на малых и средних газопотребителей с расходом газа менее 250 тыс. м3/ч. вторая группа предназначена для крупных газопотребителей с расходом более 250 тыс. м3/ч.

На ГРС имеются следующие комплексы оборудования:
-узлы очистки поступающего газа от пыли и жидкости, оборудуемые вис-циновыми фильтрами, масляными пылеуловителями или газовыми сепараторами:
-узлы редуцирования, где давление газа снижается и автоматически поддерживается на заданном уровне с помощью регуляторов давления (РД) различной мощности:
-узлы учета количества газа с камерными диафрагмами на выходных газопроводах и расходомерами-дифманометрами;
-узлы переключения с запорными устройствами для направления потоков газа непосредственно в выходные газопроводы по базисным линиям, минуя ГРС в аварийных ситуациях либо при ремонте установок: на выходных линиях устанавливают пружинные предохранительные клапаны, через которые в случае непредвиденного повышения давления в системе газ автоматически сбрасывается в атмосферу;
-установки подогрева газа, чтобы предотвратить образование гидратных пробок; обычно для этого используются водогрейные котлы:
-установки одорирования газа с одоризационными колонками и емкостями для одоранта

Рисунок 2.2 - Обустройство газовой скважины на промысле.

-внешние входные и выходные трубопроводы — гребенка с большим числом запорной арматуры;
-устройства КИП и автоматики;
-электрооборудование и регулирующие устройства электрохимической защиты примыкающей линейной части газопровода.
Все ГРС оборудуют автоматически действующими регулирующими клапанами в комплексе с регуляторами давления или пневмореле, расходомерами и другими установками.

Подземные газохранилища обеспечивают регулирование сезонной неравно¬мерности потребления газа. Сооружаются газохранилища в выработанных нефтяных и газовых месторождениях, а также в благоприятных геологических структурах водоносные пористые пласты. Для хранения газов хранилища сооружают в отложениях каменной соли. На рисунке изображена схема ПХГ в водоносном пласте. Такие ПХГ построены и эксплуатируются в Подмосковье (Калужское, Щелковское и др.), под Ленинградом (Гатчинское, Колпинское, Невское), под Киевом.
Магистральные нефтепровод и нефтепродуктопровод включают следующие группы сооружений.

Рисунок 2.3 - Головные сооружения газопровода.

Рисунок 2.4 - Общий вид ГРС в блочно-комплектном исполнении

Рисунок 2.5 - . Схема подземного газа хранилища.

1 — компрессорная станция; 2 — установка по подготовке газа (к закачке или после отбора); 3 — эксплуатационная скважина; 4 — наблюдательная скважина; 5 — комплекс горных пород;6в — верхний газопровод; 7 — пласт-коллектор, заполненный газом; 8 — часть пласта-коллектора, заполненная водой 9 —нижний газоводоупор.

Головные, состоящие из головной насосной станции (ГНС), на которой происходит сбор и накапливание нефти и нефтепродуктов, предназначенных для дальнейшей транспортировки по магистральному трубопроводу и подводящих трубопроводов, по которым перекачивается нефть с промысла или нефтепродукты с завода в резервуары головной станции;
Линейную часть, состоящую из собственно трубопровода с ответвлениями и лупингами (липинг — трубопровод, идущий параллельно с основным на некотором участке), запорной арматурой, переходами через естественные

Рисунок 2.6 - Схема сооружений магистрального нефтепровода:

1 — промыслы: 2 — нефтесборный пункт; 3 —подводящие трубопроводы; 4 — головные сооружения (ре¬зервуары, насосная, электростанции и др.), 5 — колодец пуска скребка; 6 — линейный колодец; 7 — переход под железной дорогой; 8 — переход через реку; 9 — надземный переход через овраг (ручей); 10 — конечный распределительный пункт нефтепровода (нефтебаза).
и искусственные преграды, компенсаторами: установок электрохимической зашиты; линий технологической связи: кабельные воздушные и радиорелейные: сооружения линейной службы эксплуатации; постоянных вдоль трассовых дорог и подъездов к ним: вдоль трассовых линий электропередач и других объектов. Назначение линейных сооружений — обеспечение заданных режимов перекачки нефти пли нефтепродукта:
промежуточные перекачивающие станции, которые принимают и направ¬ляют нефть и нефтепродукты далее по трубопроводу до следующей станции, к конечным и промежуточным распределительным пунктам:
конечные пункты, которыми при перекачке сырой нефти обычно являются нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ); если в конце трубопровода находится группа заводов, сооружают распределительную нефтебазу, на которой нефть учитывается, хранится и распределяется между заводами; конечным пунктом нефтепродуктопровода, как правило, является крупная нефтебаза, снабжающая нефтепродуктами район или область.
На ГНС размещаются резервуарный парк, основная и подпорная насосные, внутриплощадочные трубопроводы, установка счетчиков, площадка запуска скребкового очистителя (на нефтепродуктопроводах — шаровых разделителей), помещение с фильтрами тонкой очистки, системы общего и оборотного водоснабжения, канализации, электроснабжения, здания административно-бытового и эксплуатационно-хозяйственного назначения, включая лабораторию, ремонтно-механическую мастерскую, склад горюче-смазочных материалов. Резервуарный парк предназначается для приемки и сдачи нефти и нефтепродуктов, разделения нефтепродуктов по сортам, а также для их приемки в случае аварийной остановки нефтепровода или нефтепродуктопровода.
Промежуточные насосные станции отличаются от ГНС меньшим объемом резервуарного парка пли его отсутствием.
Конечные пункты включают в основном емкости (резервуары) для приема поступающего продукта и подачи его на НПЗ или нефтебазы районного (областного) значения. Располагаются эти базы обычно в узлах железных дорог; вблизи морских и речных портов. На конечном пункте производят следующие операции, характерные для крупной перевалочной нефтебазы: прием и учет нефтепродуктов, наполнение и хранение необходимых запасов их, перекачка на водный и железнодорожный транспорт, распределение нефтепродуктов районным потребителям. I

Комментарии: В ходе выполнения данной курсовой работы, мною были изучены сведения о магистральных нефтепроводов. Выполнен патентно-информационный обзор, проведен расчет линейной части трубопровода. Для расчета линейной части трубопровода.
При расчете линейной части нефтепровода, были выбраны следующие исходные данные: сталь марки 12Г2С (σвр- 490 МПа, σт- 343 МПа). Труба относятся к II категории прокладки, включающая прокладку через болото. Расстоянием 6000 метров. Рабочее давление 7 МПа.
Исходя из условия прочности, общая устойчивость прямолинейных участков
нефтепровода обеспечена.

Размер файла: 743,2 Кбайт
Фаил: