Особенности проектирования линейной части магистрального нефтепровода
Курсовой проект - Строительство
Другие курсовые по предмету Строительство
нии трассы - не ниже III.
Минимальные расстояния от оси нефтепровода на участках параллельного следования нефтепровода с железными и автомобильными дорогами и другими коммуникациями, а так же расстояния от населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений, приняты в соответствии со СНиП 2.05.06-85*, пункт 3.16, таблица 4*.
В соответствии с РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов, п. 4.1.21, величина охранной зоны магистрального нефтепровода устанавливается:
-вдоль трасы МН - в виде участка земли, ограниченного условными линиями, находящимися в 25 м от оси нефтепровода с каждой стороны;
-вдоль подводных переходов нефтепроводов - в виде участка от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящих от осей крайних ниток трубопроводов на 100 м с каждой стороны.
Категории участков магистральных трубопроводов следует принимать по таблице 4.1.
Таблица 4.1.
Назначение участков трубопроводовКатегория участков нефтепроводов1. Переходы через железные и автомобильные дороги (на перегонах):а) железные дороги общей сети, включая участки длиной 40 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей, но не менее 25 м от подошвы насыпи земляного полотна дорогиIв) автомобильные дороги I и II категории, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дорогиI2 Узлы установки линейной арматуры (за исключением участков категорий В и I) III3.Узлы пуска и приема очистных устройств, а также участки трубопроводов длиной 100 м, примыкающие к нимI4. Переходы через овраги, балки, рвы и пересыхающие ручьиIII
Отдельные участки магистральных трубопроводов могут иметь разную категорию. Поэтому толщина стенки на этих участках требуют уточнения. Для уточнения толщины стенки труб необходимо определить границы этих участков на местности, по которой прокладывается нефтепровод.
Коэффициент условия работы m0=0,75 для участков категории Iи m0=0,9 для участков категории III определяет необходимость создания повышенного запаса прочности по сравнению с I. А это, в свою очередь, ставит задачу сравнения рабочего давления на отдельных участках с разрешенным по условию создания требуемого запаса прочности металла труб.
Проектируемый нефтепровод имеет две категории I, III.
Проведем сравнение максимально допустимых напоров для сталей 17Г1С-У и 10Г2ФБЮ, результаты сравнения занесем в таблицу 4.1 , учитывая, что
(4.1)
Таблица 4.1 - Сравнение максимально допустимых напоров для сталей
КатегорияСталь?вр,МПаR1, МПа?,мм? по сорт.Hmax мРз, МПа117Г1С-У550293,17712,6648313631,97918,9217Г1С-У550351,812410,5906711639,55937,912ГСБ510312,244911,9065211567,62965,912ГСБ510312,244911,9065212620,26786,5
С целью уменьшения металлозатрат, применяем сталь 17Г1С-У с толщиной стенки 13 мм для первой категории. Стали 17Г1С-У 11мм с толщиной стенки 11мм, 12ГСБ 11, 12 мм для трубопроводов 3категории. Сравнение удобно выполнять графоаналитическим методом, при котором на сжатом профиле анализируется взаимное расположение пьезометрических линий, соответствующих предельным (по давлению) режимам эксплуатации нефтепровода с так называемой эпюрой разрешенных напоров (совокупность всех точек отстающих от линии сжатого профиля на величину максимального напора).
Т.о. эпюра копирует сжатый профиль, и на границах участков различной категории изменяется скачком. Этот скачок на участках повышенной категории при неизменной толщине стенок труб и марки стали, направлен вниз, а в случае увеличения стенки трубы может быть равен нулю или направлен вверх.
.1.2 Выбор запорной арматуры
В соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*, РД 153-39.4-113-01 и РД-16.01-74.20.00-КТН-058-1-05 в проекте предусмотрена установка узлов запорной арматуры:
-на обоих берегах подводных переходов категории В (задвижки размещаются выше отметок горизонта высоких вод 10% обеспеченности и выше отметок ледохода);
-на узлах камер пуска и приема СОД;
-на узлах подключения к НПС;
-на линейной части, размещенных в пониженных местах рельефа местности на расстоянии, не превышающем 30 км.
Расстановка задвижек выполняется из условий:
-минимального необходимого количества задвижек;
-минимизации объема истечения нефти из трубопровода в случае аварии после закрытия задвижек;
-минимизации объема неоткачиваемой нефти при проведении ремонтных работ.
После расстановки задвижек на подводных переходах категории В, узлах пуска, приема и пропуска СОД, а также узлах подключения НПС, выполняется установка задвижек на линейной части, так чтобы минимизировать объем истечения нефти из нефтепровода в случае аварии после перекрытия задвижек и обеспечить максимально освобождение трубопровода от нефти при проведении ремонтных работ. Расстояние между задвижками должно составлять не более 30 км.
Устанавливается 17 шиберных задвижек по ОТТ-23.060.30-КТН-246-08 с DN1200. Монтаж узлов запорной арматуры выполняет комплексная бригада, имеющая опыт и оснащенная всеми необходимыми машинами, механизмами, приспособлениями и оснасткой.
В состав работ по монтажу узла задвижки входят:
земляные работы;
бетонные работы;
подготовка конструктивных элементов и труб к сварке (разметка, газовая резка, зачистка мест резки и т.д.);
монтаж задвижки;
сборочно-сварочные работы;
изоляционные работы.
Фундамент под задвижку - монолитный железобетонный из бетона класса В15,F100,W6. Подготовка под фун?/p>