Среда , Сентябрь 26 2018
Главная / Ремонт / Учебное пособие: Строительные конструкции

Учебное пособие: Строительные конструкции

Учебное пособие: Строительные конструкцииУчебное пособие: Строительные конструкции.

Содержание учебной дисциплины и методические указания.

Студент должен: знать, историю, современное состояние и перспективы развития транспорта и хранения нефти, нефтепродуктов и газа; магистральные нефте- и газопроводы; систему нефте- и газоснабжения.

Роль и значение ТХНГ. Краткая история, современное состояние и перспективы разви­тия ТХНГ. Магистральные нефте- и газопроводы. Система нефте- и газоснабжения.

Задачи и краткое содержание учебной дисциплины Строительные конструкции. Значение учебной дисциплины Строительные конструкции в подготовке тех­ников по специальности Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефте­хранилищ и ее связь с другими учебными дисциплинами.

Литература. [5], стр. 3-9, 26-27, 237-238; [58], стр.3-12, [59], стр. 5-10; [9], стр.3-4,14-17; [35], стр.3-5.

Промышленность, транспорт и сельское хозяйство потребляют свыше 200 сортов неф­тепродуктов в виде горючего и смазочных материалов. Газ используется на электростанци­ях, в металлургии и в других областях — как наиболее совершенный и дешевый вид топлива, природный газ, кроме того, является наилучшим сырьем для химической промышленности.

Повышается роль нефти и газа в топливном балансе.

Бесперебойная работа всех отраслей хозяйства зависит от своевременной и качествен­ной поставки нефти, нефтепродуктов и газа. Процесс доставки и распределения осуществля­ется системой транспорта и хранения, включающей трубопроводный, водный, железнодо­рожный и автомобильный транспорт, а также широкой сетью нефтебаз, газохранилищ, авто­заправочных станций (АЗС) и газораздаточных станций, размещенных по территории всей России.

В результате изучения учебной дисциплины Строительные конструкции студенты приобретают знания о строительных конструкциях для ТХНГ, о строительных материалах для сооружения этих конструкций, о методах их проектирования и расчета, об инженерно- техническом обеспе­чении объектов ТХНГ.

Вопросы для самоконтроля.

1 Значение ТХНГ в развитии хозяйства России.

2 Краткая история развития транспорта нефти и нефтепродуктов.

3 Краткая история развития хранения нефти и нефтепродуктов.

4. Краткая история развития транспорта газа.

5 Краткая история развития хранения газа.

6 Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы.

7 Магистральные газопроводы.

8 Система обеспечения нефтепродуктами.

9 Система газоснабжения.

ТРАНСПОРТА И ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА.

Тема 1.1 Линейная часть магистральных нефтегазопроводов (ЛЧ МНГП.

уметь: показывать сооружения магистраль­ных НГП; вычерчивать и читать схе­мы магистральных НГП, план и про­филь трассы, показывать и описы­вать основные узлы линейной арма­туры, давать характеристику перехо­дам через препятствия и трубопрово­дам в особых природных условиях.

знать: состав сооружений магистральных нефте- и газопроводов; виды труб, применяемых для сооружения магист­ральных нефте- и газопроводов, типы, назначение и конструкцию линейной арматуры, переходы через препятст­вия, трубопроводы в особых природ­ных условиях.

Состав сооружений линейной части магистральных нефтепроводов и газопроводов. Схема магистрального нефтепровода и газопровода.

План и сжатый профиль трассы магистральных нефте- и газопроводов.

Трубы для магистральных нефте- и газопроводов.

Линейная арматура нефте- и газопроводов.

Переходы магистральных нефте- и газопроводов через препятствия.

Трубопроводы в особых природных условиях.

Литература. [33], стр. 35-50, [65], стр. 7-17 [24], стр. 8-13, 38, 42-46, [25], стр.11-15, [6]. стр.36-37, 43-62, [15], стр. 17-23, 57-69; [14], стр. 19-22, 56-57, [5], стр. 40-4!; [59], стр.40, [21], стр.113-239; [7], стр. 13-16, 96-149, [22], стр. 208-245, [4], стр.151-320, 331-336, [57]. стр.286-464, [52], стр. 93-102, [23], стр.255-261, [9], стр.37-88, [35], стр.35-69, СНиП 2.05.06.-85*. Магистральные трубопроводы, стр.6-27, 51-55, СНиП Ш-42-80*. Магистраль­ные трубопроводы, стр.38-52.

По характеру линейной части (ЛЧ) различают трубопроводы.

магистральные, которые могут быть однониточные простые (с одинаковым диаметром от головных сооружений до конечного пункта) и телескопические (с различными диа­метрами труб по трассе), а также многониточные, когда параллельно основной нитке проложена вторая, третья и последующие нитки.

кольцевые, сооружаемые вокруг крупных городов для увеличения надежности снабже­ния газом и нефтепродуктами и равномерной подачи газа или нефтепродуктов, а также для объединения магистральных газопроводов в Единую транспортную систему страны.

Нефтепроводом называется трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов (в последнем случае его часто называют нефтепродуктопроводом) По на­значению нефтепроводы делятся на три группы: внутренние, местные, магистральные. По СНиП 2 05.06.-85* магистральные нефтепроводы в зависимости от диаметра подразделя­ются на четыре класса.

Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транс­порта газа из района добычи или.

производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения. Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному га­зопроводу и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным насе­ленным пунктам и промышленным предприятиям. По СНиП 2.05.06.-85* установлено два класса магистральных газопроводов в зависимости от рабочего давления.

Магистральные трубопроводы и их участки подразделяются на категории, требования к которым в зависимости от условия работы, объема неразрушающего контроля сварных соединений и величины испытательного давления приведены в СНиП 2.05.06.-85* (табл. 1, стр.3.

В состав магистрального трубопровода входят следующие объекты.

линейная часть (см. ниже.

головная перекачивающая станция (ПС) или компрессорная станция (КС), на которой собирают нефть или газ с промыслов, разделяют их по сортам и готовят к дальнему транспорту.

промежуточных ПС или КС и тепловых станций, осуществляющих перекачку нефти, нефтепродуктов и газа, а также подогрев нефти.

конечных пунктов нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) или газораспределительных станций (ГРС), на которых принимают поступающий по трубопроводам продукт и рас­пределяют его между потребителями, подают на завод для переработки или отправляют другими видами транспорта.

в некоторых случаях в состав магистрального трубопровода входят и подводящие трубопроводы, по которым нефть или газ от промыслов подаются к головным сооружениям трубопровода.

Состав сооружений линейной части (ЛЧ) магистрального трубопровода.

узлы приема и пуска очистных устройств.

узлы замера расхода нефти, нефтепродуктов и газа.

трубопровод с ответвлениями, лупингами, колодцами подключения.

узлы подключения ПС и КС.

узлы редуцирования.

земляные амбары.

аварийный запас труб и арматуры.

вертолетные площадки.

установки электрохимической защиты от коррозии.

линии и сооружения технологической связи и средства телемеханики.

линия электропередачи.

противопожарные устройства и противопожарные средства.

охранная зона.

Трассой трубопровода называют линию, разбитую на местности и определяющую по­ложение оси трубопровода. Трасса, нанесенная на план местности, то есть проекция трассы на горизонтальную плоскость, называется планом трассы. Вертикальный разрез земной по­верхности вдоль трассы, то есть проекция трассы на вертикальную плоскость, называется профилем трассы. Чертеж профиля трассы для гидравлического расчета вычерчивают таким образом, чтобы масштаб геодезических отметок по высоте (вертикальный масштаб) был крупнее масштаба по длине (горизонтального масштаба), в результате чего нагляднее проявляются изменения профиля — возвышенности и впадины. Такой профиль называется сжатым.

На период строительства и эксплуатации трубопровода отводится полоса земли опреде­ленной ширины, установленной «Нормами отвода земель для магистральных трубопрово­дов.

К трубам, применяемым для сооружения магистральных трубопроводов, предъявляют­ся жесткие требования (к качеству материала, поверхности, точности размеров труб, качест­ву сварных швов) Трубы для магистральных трубопроводов изготовляют из стали, которая должна удовлетворять требованиям СН и П. По способу изготовления трубы для магист­ральных трубопроводов подразделяются на бесшовные, сварные с продольным швом и сварные со спиральным швом. Бесшовные трубы применяют для трубопроводов диаметром до 426 мм, а сварные — для трубопроводов диаметром 530 мм и выше. Трубы диаметром до 530 мм изготовляют из спокойных и полуспокойньгх углеродистых сталей. Для изготовле­ния труб диаметром до 1020 мм применяют спокойные и полуспокойные низколегирован­ные стали Трубы больших диаметров изготовляют из низколегированных сталей в термиче­ски или термомеханически упрочненном состоянии.

К арматуре, устанавливаемой на газо- и нефтепроводах, предъявляется ряд требований, основными из которых являются.

готовность к выполнению цикла срабатывания (открытие, закрытие) после длительного периода нахождения в открытом или закрытом положении.

В отечественной практике на магистральных газопроводах используются шаровые кра­ны, реже конусные (пробковые) краны, в основном с пневмогидроприводами, источником энергии для которых служит газ, транспортируемый по газопроводу. На нефтепроводах ис­пользуются задвижки с электроприводом. На линейной части трубопровода устанавливается только запорная арматура. Ее основное назначение — отключение участка трассы для его опорожнения перед ремонтом или при аварии — разрыве трубопровода.

Обратные клапаны используются для предотвращения обратного потока среды в трубо­проводе. Обратные поворотные клапаны с D у = 700 — 1000 мм во избежание больших удар­ных нагрузок при быстром закрытии клапана снабжаются гидротормозами (демпфера­ми). Наиболее часто используются масляные поршневые (гидравлические) демпферы с ка­чающимся цилиндром, реже применяются пневматические.

Способы укладки магистральных трубопроводов: подземная, наземная, надземная.

При подземной прокладке укладку магистральных трубопроводов в грунт проектируют параллельно рельефу местности с учетом продольной жесткости трубопровода. Минималь­ная высота засыпки зависит от участка трубопровода и составляет над верхом трубы 0,8-1,0 м. По условиям обеспечения сохранности трубопровода от механических повреждений при эксплуатации минимальная глубина заложения трубопровода установлена 0.8 м для труб диаметром до 1020 мм и 1,0 м для труб диаметром 1020 мм и более (от верха трубы до дневной поверхности.

При наземной укладке верхняя образующая трубопровода располагается выше отметок дневной поверхности, а нижняя образующая — ниже, на уровне или выше дневной поверх­ности. Для уменьшения объема насыпи и увеличения устойчивости трубопровода в горизон­тальной плоскости рекомендуется проектировать укладку трубопровода в неглубокую тран­шею глубиной 0,4 — 0,8 м с последующим сооружением насыпи необходимых размеров.

Надземная прокладка в некоторых случаях является единственной и целесообразна при пересечении ущелий, оврагов, небольших рек с крутыми берегами, горных рек с блуждаю­щими руслами, при плотных скальных грунтах, в районах горных выработок и оползней и др. По конструкции и расчетной схеме надземные переходы можно разделить на балочные, арочные, подвесные и висячие самонесущие.

Подводные переходы прокладываются через реки, каналы, озера, водохранилища, мор­ские заливы и проливы. Конструкция подводного перехода и способы его сооружения во многом определяются характером пересекаемой водной преграды.

При сооружении переходов через автомобильные и железные дороги укладывают па­трон, в котором прокладывают трубопровод на специальных опорах. По концам патрона ус­танавливают сальники, а при прокладке газопровода — свечи, предназначенные для выхода газа. При сооружении перехода нефтепровода и нефтепродуктопровода на концах патрона с сальниками строят смотровые колодцы для контроля и отвода из него продукта в случае аварии.

Патрон предназначен для предохранения укладываемого через него трубопровода от воздействия нагрузок, агрессивных грунтовых вод и блуждающих токов, а при аварии тру­бопровода для предохранения дороги от разрушения.

Патроны изготавливаются из стальных, бетонных или железобетонных труб.

Трубопроводы в сложных природных условиях: на болотах и обводненных участках, в горных условиях, в барханных песках, в вечномерзлых грунтах, в просадочных грунтах, в тоннелях, на поливных землях, в районах шахтных разработок, в сейсмических районах имеют особенности в конструкции и в способах прокладки.

Вопросы для самоконтроля.

1. Классификация трубопроводов.

2. Состав сооружений ЛЧ магистральных трубопроводов.

3. Принципы построения сжатого профиля и плана трассы.

4. Отвод земли при строительстве и эксплуатации трубопроводов.

5. Основные требования к трассе трубопроводов.

6. Трубы для магистральных нефтегазопроводов.

7. Общие сведения об арматуре магистральных трубопроводов.

8. Запорные шаровые краны ЛЧ магистральных газопроводов.

9. Задвижки ЛЧ магистральных нефтеопроводов.

10 Обратные клапаны магистральных трубопроводов.

11. Способы укладки магистральных трубопроводов.

12. Балочные переходы.

13. Арочные переходы.

14. Висячие переходы.

15. Конструкции подводных переходов.

16. Укладка подводных трубопроводов.

17 Сооружение подводных трубопроводов направленным бурением.

18 Способы прокладки переходов под железными и автомобильными дорогами.

19. Способы проходки переходов под железными и автомобильными дорогами.

20. Детали переходов под железными и автомобильными дорогами.

21. Прокладка трубопроводов на болотах и обводненных участках.

22. Прокладка трубопроводов в горных условиях.

23. Прокладка трубопроводов в просадочньгх грунтах.

24. Прокладка трубопроводов в тоннелях.

25. Прокладка трубопроводов в барханных песках.

26. Прокладка трубопроводов на поливных землях.

27 Прокладка трубопроводов в вечномерзлых грунтах.

28 Прокладка трубопроводов в районах шахтных разработок.

29 Прокладка трубопроводов в сейсмических районах.

Тема 1.2 Резервуарные парки ПС и нефтебаз.

знать: конструкцию и принцип действия оборудования резервуаров различных типов, генеральные планы и технологические схемы резервуарных парков.

уметь: давать сравнительную характеристику резервуаров различных типов; вычерчивать и читать генеральные планы и технологические схемы резервуарных парков.

Наземные резервуары: металлические и неметаллические, их оборудование.

Подземные хранилища нефти и нефтепродуктов.

Вспомогательное оборудование резервуарных парков.

Генеральные планы резервуарных парков. Технологические схемы резервуарных парков.

Литература. [5], стр.89-93, 118-150, 155-160, 194-196; [6], стр.18-37, 39-40, [22], стр. 325-334; [64], стр. 21-34, 136-176; [59], стр.180-200, [58], стр.215-247; [10], стр. 64-139; [11], стр. 120-181, [20], стр.48-143, [45], стр.30-110, [1], стр. 5-9, 17-27, 32-96, 204-215, 241-251, 292-311.

Резервуарный парк перекачивающей станции — один из основных ее технологических объектов, предназначенный для выполнения технологических операций приема, хранения и откачки нефти или нефтепродуктов при различных гидравлических режимах работы отдель­ных участков нефтепровода или нефтепродуктопровода, налива нефти или нефтепродуктов в железнодорожные цистерны на наливных эстакадах, для учета хранимых и транспортируе­мых нефтей или нефтепродуктов, раскладки и исправления технологических смесей, обра­зующихся в результате смешения при перекачке различных сортов нефтепродуктов по од­ному трубопроводу, а также для создания определенного запаса нефти или нефтепродуктов на головных перекачивающих станциях и наливных пунктах. На промежуточных перекачи­вающих станциях, производящих перевалку нефти и нефтепродуктов на другие виды транс­порта, резервуарные парки выполняют роль буферных емкостей и предназначены для ком­пенсации неравномерности подачи нефти или нефтепродукта перекачивающими станциями в любой момент.

При кратковременных плановых или аварийных остановках одной из промежуточных перекачивающих станций нефть или нефтепродукт поступает в резервуарный парк этой станции, а следующая станция продолжает работать за счет нефти или нефтепродукта, имеющегося в ее резервуарном парке.

Вместимость резервуарных парков зависит от назначения перекачивающей станции. Так резервуарные парки головных перекачивающих станций проектируют с таким расче­том, чтобы обеспечить прием нефти или нефтепродуктов по сортам (при последовательной перекачке), оптимальный запас (объем партии) отдельных нефтей или нефтепродуктов и бесперебойную работу нефтепровода или нефтепродуктопровода. На промежуточных пере­качивающих станциях вместимость резервуарного парка зависит от технологических осо­бенностей и функции каждой перекачивающей станции.

В любом случае при назначении суммарной вместимости резервуарных парков перека­чивающих станций руководствуются «Нормами технологического проектирования и техни­ко-экономических показателей магистральных нефтепродуктопроводов и нефтепроводов» ([6], стр 18-20, [22], стр.325). Складские предприятия, состоящие из комплекса сооружений и установок, предназна­ченных для приема, хранения и отпуска нефтей и нефтепродуктов потребителям, называют нефтебазами.

По принципу оперативной деятельности нефтебазы делятся на перевалочные, распреде­лительные, призаводские и завозные.

Территорию нефтебазы обычно разбивают на следующие зоны: I — зона железнодорожных нефтегрузовых операций; II — зона водных нефтегрузовьгх операций; III -зона хранения; IV — зона оперативная; V — зона вспомогательных сооружений; VI — зона административно — хозяйственных зданий и сооружений; VII — зона очистных сооружений.

Грузооборот, т.е. количество принятых и отпущенных нефти и нефтепродуктов, — одна из основных производственных характеристик нефтебазы. Грузооборот нефтебазы устанав­ливают в зависимости от ее основного назначения. Величину грузооборота нефтебаз опре­деляют: для перевалочных нефтебаз — на основе общих схем нефтяных грузопотоков, разра­батываемых с учетом производственных и других связей между районами и крупными по­требителями; для распределительных нефтебаз на основе потребности в нефтепродуктах тя­готеющих к ним районов с учетом более рационального соотношения между снабжением потребителей через нефтебазы и транзитом (минуя нефтебазы), т.е. доставкой нефтепродук­тов с мест производства непосредственно в емкости потребителя.

Общий объем резервуаров нефтебазы равен сумме объемов, определенных для отдель­ных нефтепродуктов.

Резервуарами называются стационарные или передвижные сосуды разнообразных фор­мы и размеров, построенные из различных материалов. Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов на ПС и нефтебазах являются наиболее ответственными сооружениями. На ПС и нефтебазах устанавливаются металлические резервуары (вертикальные со стационар­ной крышей, с понтоном и с плавающей крышей, горизонтальные, сферические, каплевид­ные), неметаллические резервуары (железобетонные, резинотканевые, подводные). Для хра­нения больших количеств нефти и нефтепродуктов применяются подземные хранилища (в отложениях каменной соли, шахтные, льдогрунтовые, в выработках и сооружаемые взрыв­ным методом.

Для нормальной эксплуатации на резервуарах устанавливается комплект оборудования: люки, уровнемер, пробоотборник, хлопушка с управлением, сифонный водоспускной кран, дыхательные и предохранительные клапаны, огневые предохранители, пеногенераторы, ле­стница, молниеотводы.

Резервуары устанавливаются на фундаменты. Фундаменты бывают массивные, свайные и нормальные. Фундаментом называется часть сооружения, передающая нагрузку от массы сооружения на основание. Основанием называется толща грунта, находящаяся ниже подош­вы фундамента и воспринимающая давление, передаваемое фундаментом. Грунты, находя­щиеся в условиях их природного залегания, являются естественными основаниями соору­жений, а грунты, предварительно уплотненные или укрепленные другими способами, — ис­кусственными основаниями. Фундаменты под резервуары являются ответственной частью всего сооружения, так как принимают на себя гидростатическое давление нефти или нефте­продукта в резервуаре, что позволяет уменьшить толщину листов днища. Неправильно спроектированный фундамент может быть причиной неравномерной осадки резервуара, вследствие чего в корпусе и днище появляются трещины, а иногда происходит полное его разрушение. Площадки, на которых возводят резервуары, следует выбирать так, чтобы дав­ление на грунт было бы меньше допустимого.

Резервуары объединяются в резервуарные парки и ограждаются сплошным земляным валом или стеной, рассчитанной на гидростатическое давление разлившейся жидкости.

При проектировании резервуарных парков, т.е. группы однотипных резервуаров, объеди­ненных трубопроводными коммуникациями, применяют типовые проекты. При проектиро­вании резервуарных парков перекачивающих станций следует руководствоваться требова­ниями СНиП II -106-79, нефтебаз — СНиП II-П.3-70.

В резервуарном парке резервуары размещают группами. Общий объем группы резервуа­ров зависит от типа резервуаров и вида хранящегося продукта ([64], стр. 174-175, [5], стр. 119-120, [6], стр. 21-22.

В соответствии с противопожарными нормами резервуарный парк располагают на мини­мальном расстоянии от подпорных или основных насосных, выбирая для него участок, имеющий более высокие отметки по сравнению с отметками участков для насосных. Это обеспечивает самотечное заполнение всасывающих трубопроводов и создает статический подпор в приемных трубопроводах насосов.

Чтобы предотвратить возможность проникновения разлившейся в случае аварии нефти за пределы резервуарного парка возводят дополнительные земляные валы и строят отводные канавы.

Все колодцы и камеры управления задвижками технологических трубопроводов распола­гают вне территории обвалования.

Для защиты от разрядов статического электричества и вторичных воздействий грозовых разрядов резервуары надежно заземляют. Резервуары оборудуют стационарными системами пожаротушения и установками охлаждения.

Габариты резервуарного парка зависят от схемы размещения резервуаров в резервуарном парке.

Генеральный план содержит комплексное решение планировки и благоустройства тер­ритории, размещения зданий и сооружений, транспортных коммуникаций и инженерных сетей в соответствии с существующими нормами проектирования и конкретными геологи­ческими и гидрогеологическими условиями и рельефом местности. Технологическая схема представляет собой безмасштабную схему сети трубопроводов (с оборудованием), при по­мощи которой обеспечивается выполнение всех операций по перекачке нефти и нефтепро­дуктов. Технологический план представляет собой технологическую схему, нанесенную в масштабе на генеральный план. По этому плану для каждого трубопровода составляется профиль трассы.

Вопросы для самоконтроля.

I Назначение резервуарных парков.

2. Классификация резервуарных парков.

3. Генеральный план резервуарного парка.

4 Технологическая схема резервуарного парка.

5 Назначение и классификация резервуаров.

6 Резервуары вертикальные стальные (РВС) со стационарной крышей.

7 Резервуары вертикальные стальные с плавающей крышей.

8 Резервуары вертикальные стальные с понтоном 9. Горизонтальные резервуары.

10 Шаровые резервуары.

II Каплевидные резервуары.

12 Железобетонные резервуары.

13 Подводные резервуары.

14. Резинотканевые резервуары.

15. Подземные хранилища в отложениях каменной соли.

16. Подземные шахтные хранилища.

17. Подземные льдогрунтовые хранилища.

18. Нормальные фундаменты под резервуары.

19. Дыхательные клапаны вертикальных стальных резервуаров.

20. Предохранительные клапаны вертикальных стальных резервуаров.

21. Уровнемеры вертикальных стальных резервуаров.

22 Пробоотборники вертикальных стальных резервуаров.

23. Люки вертикальных стальных резервуаров.

24. Приемо — раздаточные патрубки вертикальных стальных резервуаров.

25. Хлопушки вертикальных стальных резервуаров и их управление.

26. Пеногенераторы вертикальных стальных резервуаров.

27. Сифонные водоспускные краны вертикальных стальных резервуаров.

28. Лестницы вертикальных стальных резервуаров.

Тема 1.3 Приемные и раздаточные устройства для нефти и нефтепродуктов.

знать: назначение и конструкцию приемных и раздаточных устройств для нефти и нефтепродуктов.

уметь: давать сравнительную характеристику различных типов эстакад и других приемных и раздаточных устройств.

Железнодорожные стояки и эстакады. Установки АСН.

Нефтяные гавани и причалы, стендеры. Установки АСН.

Розничный отпуск нефтепродуктов Автозаправочные станции (АЗС.

Литература. [5], стр.97-118; [64], стр.34-64, 176-195, [11], стр. 104-115; [43], стр.19-22, 54-67, 89-125. [45], стр.153-198, 359-381. 391-398.

Для налива и слива нефти и нефтепродуктов из вагонов-цистерн применяют сливо-наливные эстакады и установки и пункты группового налива, которые сооружают из несго­раемых материалов. Они бывают открытыми и крытыми, одно- и двухсторонними. Крытые эстакады используют для масел, реактивных топлив и других нефтепродуктов, в которых не допускают наличия воды. Во всех остальных случаях применяют открытые эстакады, уста­новки и пункты группового налива.

На эстакадах проводится одновременный для всех цистерн налив (слив) нефти или неф­тепродуктов Эстакады сооружают в виде длинных галерей с эксплуатационными площад­ками, расположенными на высоте 3 — 3,5 м, считая от головки рельса. Для перехода на цис­терны их снабжают откидными мостиками, которые могут опускаться на котел цистерны В торцах сливо-наливных эстакад, а также вдоль эстакад на расстоянии не более 100 м друг от друга устанавливают несгораемые лестницы, угол наклона которых не должен превышать 60. Ширина прохода на эстакаде — не менее 1 м.

Разработаны типовые эстакады для налива светлых (НС), темных нефтепродуктов (НТ) и масел (НМ), а также типовые комбинированные эстакады для слива и налива светлых неф­тепродуктов (КС) и масел (КМ.

Трубопроводы и арматуру на эстакадах размещают так, чтобы не мешать проходу об­служивающего персонала. Трубопроводы вдоль эстакады прокладывают с уклоном для воз­можности их опорожнения.

Площадки эстакад оборудуют сточными лотками для сбора пролитых нефтепродуктов и нефти, соединенными через гидрозатворы с нефтеловушками или с сетью канализации.

Для налива и разгрузки нефтяных судов строят специальные гавани с причалами. Водная поверхность нефтегавани, называемая акваторией, должна быть укрыта от волнения. В нефтегавани должны отсутствовать сильные течения, ледоходы и донные наносы, должна быть обеспечена пожарная безопасность.

Для размещения гавани выбирают естественные укрытия — бухты, заливы, затоны. Если нет естественных укрытий, то сооружают искусственные оградительные стенки, волноломы, дамбы и т.д.

Акватория нефтегаваней и их глубина должны быть достаточными для плавания и раз­мещения нефтеналивных судов и обслуживающих буксиров.

Для обработки нефтеналивных судов в гаванях сооружают причалы. Причалы можно размещать параллельно набережной (обычно речные причалы) и на пирсах (морские прича­лы) — искусственных сооружениях, расположенных перпендикулярно или под углом к набе­режной.

Причальные сооружения строят из огнеупорных материалов (камень, бетон, железобе­тон) Размеры причальных сооружений должны соответствовать размерам судов.

Для обслуживания нефтебаз сооружают причальные устройства разнообразных конст­рукций в зависимости от колебания уровня воды, геологических условий дна и берега и дру­гих условий.

Береговые причалы бывают стационарными и плавучими. Плавучие причалы металли­ческие или железобетонные применяют для нефтебаз, расположенных на реках и озерах с полым дном и с большим колебанием уровня воды. В большинстве случаев сооружают при­чалы стационарные. Они бывают: железобетонными в виде отдельных устоев и швартово -отбойных пал (центральный устой соединяют с берегом мостом), в виде каменной или желе­зобетонной вертикальной стенки, представляющей собой набережную, эстакадные, метал­лические или из сборного железобетона, косяковые, состоящие из металлической тележки. перемещающейся по наклонным рельсам в зависимости от уровня воды в реке.

Нефтепричалы соединяют с нефтебазой трубопроводами: групповыми для выкачки и за­качки нефти или нефтепродуктов, топливными для снабжения топливом силовых установок танкеров, водяными и пенопроводами для тушения пожаров. Трубопроводы на нефтепричалах должны допускать полное опорожнение их после слива и налива.

Ширина причала должна обеспечить прокладку по нему всех необходимых трубопрово­дов, а также устройство пожарного проезда. Причалы должны иметь ограждения со стороны берега и устройство для заземления судов. На причалах или около них предусматривают по­мещения для обслуживающего персонала и для хранения инвентаря, инструментов и мате­риалов, необходимых для эксплуатации.

Конструкции пирсов различны. Наибольшее распространение получили пирсы свайного и эстакадного типов.

На пирсах и береговых причалах прокладывают грузовые трубопроводы, рассчитанные на обеспечение своевременного налива любого танкера Сроки слива и налива судов на неф­тебазах принимают в соответствии с нормами, установленными пароходством для данного пункта.

Система розничного отпуска нефтепродуктов основана главным образом на принципе централизованного снабжения потребителей. Крупным потребителям нефтепродукты дос­тавляют с нефтебаз в автоцистернах, бочках и другой таре. Мелкие потребители снабжаются нефтепродуктами через разветвленную сеть автозаправочных станций (АЗС). Отпуск свет­лых нефтепродуктов производится наливом в автоцистерны, бочки, бидоны и другую мел­кую тару через специальные наливные устройства. Масла и смазки отпускают в расфасованном виде. Налив автоцистерн осуществляется через автоналивные устройства — автоэстака­ды и автоколонки. Налив нефтепродуктов в бочки, бидоны и другую тару производится в специальных помещениях — разливочных (расфасовочных), оборудованных раздаточными устройствами. Иногда нефтепродукты разливают в бочки на открытых площадках. При со­блюдении соответствующих правил разрешается осуществлять налив нефтепродуктов в боч­ки, установленные на специально оборудованных автомашинах через наливные устройства, которые расположены на специально отведенных площадках, преимущественно у разливоч­ных.

Заправку нефтепродуктов в автотранспорт производят на АЗС, располагаемых у нефте­баз или на автотранспортных магистралях. Заполнение емкостей АЗС производится по тру­бопроводу, проложенному от нефтебазы, или автоцистернами. В зависимости от назначения и месторасположения АЗС подразделяются на городские, дорожные, парковые, сельские, при нефтебазах, передвижные и заправочные станции для катеров и лодок. Современная АЗС представляет собой обслуживающее здание (состоящее из помещения заправщика, тор­гового зала, маслораздаточной, насосной и других) с автозаправочными островками под на­весами и островка с подземными горизонтальными резервуарами вместимостью 5 — 50 м 3 для хранения топлива. Основным оборудованием на АЗС являются топливозаправочные ко­лонки, которые располагают с учетом двухсторонней заправки и удобного подъезда автомо­билей к колонкам и выезда их после заправки с территории АЗС. Для хранения в таре легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов предусматри­ваются специальные хранилища.

Нефтепродукты в таре могут храниться на нефтебазах в закрытых тарных складах, под навесом и на открытых площадках.

Способ их хранения определяется в зависимости от климатических условий, типа тары и сортности хранимых нефтепродуктов. Здания для хранения нефтепродуктов в таре должны быть объединены с разливочными, расфасовочными, раздаточными, насосными станциями, а также с другими обслуживающими их помещениями. Указанные помещения должны быть отделены друг от друга несгораемыми стенами с пределом огнестойкости не менее 1 часа и иметь выходы непосредственно наружу. Дверные проемы необходимо заполнять самоза­крывающимися противопожарными дверями с пределом огнестойкости 0,75 часа и порога­ми с пандусами высотой 0.15 м.

Вопросы для самопроверки.

I Схемы слива — налива железнодорожных цистерн.

2. Железнодорожные стояки.

3. Железнодорожные эстакады.

4 Установки автоматизированного слива — налива (АСН) железнодорожных цистерн (верх­ний слив — налив.

5 Установки автоматизированного слива — налива (АСН) железнодорожных, цистерн (ниж­ний слив — налив.

6. Нефтяные гавани, причалы, пирсы.

7 Установки автоматизированного слива — налива (АСН) морских танкеров.

8. Установки автоматизированного слива — налива (АСН) автомобильных цистерн.

9. Краны для розничного отпуска нефтепродуктов.

10. Разливочные и расфасовочные.

11. Тарные хранилища.

12. Назначение и классификация АЗС.

13. Объекты и оборудование АЗС.

уметь: вычерчивать и читать технологические схемы трубопроводов, показывать основные узлы трубопроводной арматуры.

Трубы, применяемые на НС и нефтебазах. Элементы трубопроводных коммуникаций. Технологические схемы. Способы прокладки технологических трубопроводов Опоры. Компенсаторы тепловых удлинений.

Литература. [5], стр.29-32. 191-198,209-212. [64], стр.76-108, 114-121, [10], стр. 159-163, [11], стр.204-219; [20], стр. 194-199.

Трубопроводы на нефтебазах и перекачивающих станциях (ПС) подразделяются на тех­нологические и вспомогательные. Технологическими называются такие трубопроводы, по которым перекачиваются нефть и нефтепродукты. При помощи технологических трубопро­водов осуществляются операции по закачке и выкачке нефти и нефтепродуктов в транс­портные емкости (железнодорожные цистерны, танкеры, автоцистерны), в резервуары — хранилища нефтебаз и ПС, подача на раздаточные устройства, а также внутрипарковые пе­рекачки.

Вспомогательные трубопроводы используют для транспорта воды, пара, воздуха и т.д.

Способ прокладки трубопроводов определяется в процессе проектирования данной тру­бопроводной системы и выбирается с учетом рельефа местности, уровня грунтовых вод, протяженности и возможности их монтажа с соблюдением уклона, необходимого для опо­рожнения трубопроводов из-под продукта в процессе эксплуатации или ремонта. Подземная прокладка осуществляется по двум способам: канально и бесканально.

Наземная прокладка трубопроводов осуществляется на опорах (из огнестойких материа­лов), которые служат для придания устойчивости, так и для обеспечения постоянного укло­на трубопроводов.

Опоры в зависимости от их назначения делят на подвижные и неподвижные («мертвые»). Подвижные опоры могут быть скользящие и направляющие. Скользящие опоры (катковые, роликовые, подвесные и др.) должны обеспечивать свободное перемещение трубопровода при изменении температуры. Направляющие опоры должны обеспечивать перемещение трубопровода только в осевом направлении. Неподвижные опоры должны обеспечивать же­сткое неподвижное закрепление трубопровода. Неподвижные опоры по месту установки де­лят на концевые, на перегибе трубопровода и промежуточные. Конструкции неподвижных опор следует принимать по нормалям машиностроения, а также по ГОСТ.

Длина трубопровода, свободно лежащего на опорах, меняется с изменением температу­ры стенки трубы в зависимости от температуры перекачиваемой жидкости и окружающей среды. Если концы трубопровода жестко закреплены, то от температурных воздействий в нем возникнут термические напряжения растяжения или сжатия. Возникшие в трубе терми­ческие напряжения вызывают в точках закрепления трубопровода усилия, направленные вдоль оси трубопровода и не зависящие от длины.

Термические напряжения могут достигать больших значений и приводить к разрушению трубопроводов, опор и арматуры. Поэтому предусматривается компенсация термических напряжений путем применения специальных устройств — компенсаторов. По конструкции они делятся на линзовые, сальниковые и гнутые (П; Z и лирообразные.

Линзовые компенсаторы изготавливают по нормалям ([64], стр. 79, рис. 5.10) для ком­пенсации деформации трубопроводов с диаметром условного прохода от 100 до 1200 мм с условным давлением до 6 кгс/см 2.

Они представляют собой гибкую вставку в трубопровод, состоящую из попарно сва­ренных линз, так что каждая пара образует волну высотой 50-200 мм.

Компенсаторы выпускают одно-, двух-, трех- и четырехлинзовыми. Компенсирующая способность одной линзы колеблется от 7 до 16 мм ([64], стр 80-81, табл. 56). Линзовые компенсаторы характеризуются герметичностью и малыми размерами, но применяются ог­раниченно ввиду малой компенсирующей способности и низкого допускаемого давления (6 кгс/см 2.

Сальниковые компенсаторы по нормалям машиностроения ([64], стр 83, рис. 5.11, [11], стр 206, рис 117) изготовляют одно- и двусторонними из стальной трубы (сталь марки СтЗ) на условное давление 16 кгс/см 2 для труб с диаметром условного прохода от 100 до 1000 мм. Сальниковые компенсаторы состоят из стального или чугунного корпуса и входящего в него стакана. Уплотнение между корпусом и стаканом создается сальником. Для его набивки ис­пользуют асбестовый прографиченный шнур по ГОСТ 1779-72 и термостойкую резину по ГОСТ 7338-77. Характеристика сальниковых компенсаторов приведена в [64], стр. 82, табл 5.7. Для сальниковых компенсаторов требуется весьма точный монтаж. Перекосы присоеди­няемых трубопроводов вызывают заедание стакана и разрушение компенсатора. Сальнико­вые компенсаторы имеют большую компенсирующую способность (от 150 до 500 мм), но применяются ограниченно, так как недостаточно герметичны и требуют постоянного надзо­ра за уплотнением сальников.

Наибольшее применение для технологических трубопроводов на ПС получили гнутые гладкие П-образные компенсаторы ([11], стр. 207, рис 118). Наружный диаметр, толщину стенки и марку стали труб для изготовления П-образных компенсаторов принимают такими же, как и для основных участков трубопровода. Гнутые компенсаторы пригодны для высо­ких давлений и герметичны Недостатками их являются значительные размеры и сравни­тельно небольшая компенсирующая способность. Монтаж гнутых компенсаторов ведется с предварительной растяжкой на половину температурного удлинения трубопровода. Это по­зволяет вдвое увеличить компенсирующую способность компенсатора.

Вопросы для самоконтроля.

1 Назначение и классификация технологических трубопроводов ПС и нефтебаз.

2 Трубы трубопроводных коммуникаций ПС и нефтебаз.

3 Соединительные части трубопроводных коммуникаций ПС и нефтебаз.

4 Краны технологических трубопроводов ПС и нефтебаз.

5 Вентили технологических трубопроводов ПС и нефтебаз.

6 Задвижки технологических трубопроводов ПС и нефтебаз.

7 Обратные клапаны технологических трубопроводов ПС и нефтебаз.

8 Способы прокладки технологических трубопроводов ПС и нефтебаз.

9 Подвижные опоры технологических трубопроводов ПС и нефтебаз 10. Неподвижные опоры технологических трубопроводов ПС и нефтебаз 11 Компенсаторы технологических трубопроводов ПС и нефтебаз.

Тема 1.5 Базы сжиженного газа (БСГ.

знать: состав сооружений БСГ, назначение, конструкцию и принцип действия оборудования БСГ, функции вспомогательных цехов и служб.

уметь: вычерчивать и читать генеральные планы и технологические схемы БСГ, показывать оборудование БСГ и давать характеристику.

Состав сооружений БСГ. Технологические схемы. Генеральный план. Оборудование БСГ: приемо-раздаточные устройства, хранилища, насосное и компрес­сорное отделения, установка для наполнения баллонов. Вспомогательные цеха и службы БСГ.

Литература . [5], стр.314-328, 155-160, [3], стр. 18-23, 43-56, 63-125; [28]. стр.193-219, 228-232, 262-321, 335-358,[30]. стр.224-246, 264-267, 298-333, 345-374; [58], стр.304-308, [59], стр 237-241; [19]. [49.

Сжиженные углеводородные газы (СУГ) широко используют в различных отраслях на­родного хозяйства: моторные топлива, сырье для производства городского газа; баллонные газы, газ промышленного назначения.

Состав и свойства СУГ используемых в качестве топлива, должны отвечать требованиям потребителей. В зависимости от применения установлены следующие марки СУГ: ПТ- про­пан технический для коммунально-бытового потребления, СПБТЛ — смесь пропан — бутан технический летний для коммунально-бытового потребления, энергетических и других це­лей, БТ — бутан технический для коммунально-бытового потребления и других целей. Ос­новные требования, предъявляемые к СУГ, применяемым в качестве топлива см. [28], стр 230, табл 6.3.

Базы сжиженного газа (БСГ) и газонаполнительные станции (ГНС) — предприятия, предназначенные для приема, хранения и отпуска потребителям сжиженных углеводород­ных газов (СУГ), поступающих железнодорожным и водным транспортом или по трубопро­водам с предприятий, производящих газ, и из хранилищ газа. Как правило, БСГ и ГНС рас­полагают вне селитебной черты территории городов, поселков и других населенных пунк­тов Территорию БСГ и ГНС подразделяют на производственную и вспомогательную.

В производственной зоне располагают железнодорожный путь с эстакадой и сливными устройствами для слива СУГ из железнодорожных цистерн в резервуары, резервуарный парк, технологические отделения — насосно-компрессорное, наполнительное, слива неиспарившихся остатков из баллонов, погрузочно-разгрузочное, внутриплощадочные трубопро­воды, колонки для наполнения или слива автоцистерн, автовесы, испарительные установки.

Во вспомогательной зоне располагают: здания вспомогательных помещений (админист­ративно-хозяйственные, лаборатории, котельные, механические мастерские), трансформа­торные подстанции, площадки для открытой стоянки автомобилей; резервуары для запаса воды, водонапорную башню.

На БСГ и ГНС производятся следующие технологические операции, связанные с приемом и раздачей газа: прием сжиженного газа в цистернах или по трубопроводам непосредствен­но с заводов-изготовителей, слив и хранение сжиженного газа в хранилище, слив из пустых и неисправных баллонов тяжелых неиспарившихся остатков, розлив сжиженного газа в баллоны, автоцистерны и передвижные (скользящие) емкости, транспортировка сжиженного газа в баллонах и по трубопроводной сети (внутренней и внешней), прием пустых и выдача наполненных баллонов; ремонт и переосвидетельствование баллонов, передвижных (сколь­зящих) емкостей и автоцистерн; компаундирование сжиженных газов разных составов с це­лью улучшения качества выдаваемого продукта, заправка автомашин, работающих на сжи­женном газе; определение качества сжиженного газа. Кроме того, осуществляется обслужи­вание и ремонт энергетического, теплового, механического, транспортного и другого обо­рудования.

Перемещение (перекачку) сжиженных газов на БСГ и ГНС осуществляют различными способами — при помощи насосов, компрессоров, инжекторов, эжекторов, сжатым газом, а также путем нагрева верхних слоев сжиженных газов для создания давления в освобождае­мом резервуаре и инертным газом. Однако наибольшее практическое применение имеют комбинированные способы: насосно-компрессорный, насосно-испарительный и насосно-инжекторный.

Хранение сжиженных газов осуществляется в резервуарных (газгольдерных) парках, представляющих собой хранилища, через которые проходит значительное количество сжи­женных газов, предназначенных для распределения в потребительской сети.

В качестве емкостей для хранения сжиженных газов на БСГ и ГНС используют стальные резервуары под давлением и наземные изотермические резервуары. Резервуары под давле­нием делятся на сферические и цилиндрические.

Надземные резервуары следует устанавливать с уклоном 0,002 -0,003 в сторону сливного патрубка на опоры из несгораемых материалов с пределами огнестойкости не менее 2 ч. На­грузка от резервуаров на опоры должна распределяться равномерно.

Надземные резервуары располагают в группы.

Минимальное расстояние в свету С min между группами резервуаров зависит от общей вме­стимости резервуаров в группе V обш.

Таблица 1. Зависимость расстояния между группами резервуаров от обшей вместимости резервуаров в группе ([27], стр 127.

Расстояние в свету между надземными резервуарами в группе должно быть равно диа­метру большего смежного резервуара, но не менее 2 м. Расстояние между рядами надзем­ных резервуаров, размещаемых в 2 ряда и более принимают равным длине наибольшего ре­зервуара, но не менее 10 м.

В целях пожарной безопасности и охраны окружающей среды для каждой группы над­земных резервуаров по периметру предусматривают замкнутое обвалование или ограждаю­щую стенку из несгораемых материалов (из кирпича, бутобетона, бетона и др) высотой не менее 1 м. рассчитанное на 85 % вместимости группы резервуаров. Ширина земляного вала по верху должна быть не менее 0.5 м. Расстояния от резервуаров до подошвы обвалования или ограждающей стенки должны быть равны половине диаметра ближайшего резервуара, но не менее 1 м.

Для удаления ливневых и талых вод с обвалованной территории следует предусматривать специальные устройства (затворы, задвижки и т.д ). Для входа на территорию резервуарного парка по обе стороны обвалования или ограждающей стенки предусматривают лестницы -переходы шириной 0,7 м, не менее двух на каждую группу, расположенные в разных концах обвалования.

Резервуары снабжены комплектом оборудования, включающим трубы жидкой фазы для заполнения и слива, трубы паровой фазы, указатели и сигнализаторы уровня и предохрани­тельные клапаны. Каждый резервуар оборудован лазовым и световым люками. С целью уменьшения солнечной радиации наземные резервуары окрашивают серебряной лучеотражающей краской, подземные резервуары покрывают противокоррозионной изоляцией и за­сыпают грунтом.

При эксплуатации резервуаров со сжиженным углеводородным газом (СУГ) в них может повышаться давление. Повышение давления вызывают следующие причины, нагревание ре­зервуара, расширение СУГ от повышения температуры, отсутствие или недостаток парового пространства; наполнение резервуаров СУГ с давлением насыщенных паров, большим чем предусмотрено; ошибки в работе персонала и т.д. Для предотвращения разрушения резер­вуара от повышенного давления устанавливают предохранительные клапаны, пропускная способность которых, согласно правилам Госгортехнадзора РФ, должна быть такой чтобы давление паров СУГ в резервуаре не превышало рабочее более, чем на 15%. Предохрани­тельные клапаны обеспечивают выпуск паровой фазы для снижения давления в резервуаре.

Прием СУГ осуществляется на сливных железобетонных или выполненных из металло­конструкций эстакадах. Эстакада располагается между путями железнодорожного тупика. Она должна быть на уровне верхней площадки цистерны и иметь откидные мостки для пе­рехода и горловинам цистерн. На эстакаде монтируют сливо-наливные устройства, к кото­рым подводят трубопроводы жидкой и паровой фаз.

Трубопроводы имеют ответвления на места установки железнодорожных цистерн. Каж­дое ответвление заканчивается одним для паровой и двумя для жидкой фаз резинотканевы­ми шлангами, имеющими на концах ниппели и концевые накидные гайки для присоедине­ния к вентилям железнодорожных цистерн.

Для наполнения автоцистерн сжиженным газом служат автоналивиые стояки. Одна из основных операций на БСГ- наполнение баллонов сжиженным углеводородным газом (СУГ.

В зависимости от заданной производительности наполнительного отделения на наливной рампе устанавливают посты налива баллонов. Каждый пост оборудуют весами для взвеши­вания баллонов с СУГ. Установленный на весы баллон присоединяют к шлангу наполни­тельной рампы с помощью струбцин или наполнительных головок. Подсоединенный к на­полнительному шлангу баллон взвешивают. Определяют показания весов и производят на­полнение. После наполнения записывают в журнал номер баллона, дату наполнения, со­стояние баллона, дату последнего освидетельствования, объем баллона, массу залитого газа в килограммах и наименование газа.

Для автоматического отключения поступления газа в баллон при достижении заданной нормы заполнения применяют различные отсекатели — пневматические и механические.

Для ускорения и облегчения налива баллонов СУГ разработаны карусельные установки. Баллоны специальным краном устанавливают на рольганг, по которому они поступают в наполнительное отделение на транспортер карусельной установки. В систему наполнения баллон включают вручную. Оператор на дисковом циферблате устанавливает заданную мас­су и включает отсекатель, который прекращает поступление газа в баллон при фиксирова­нии заданной массы. Карусельный наполнительный агрегат представляет собой вращаю­щуюся платформу, на которую установлены весовые автоматические устройства, предназна­ченные для заполнения баллонов СУГ. Число этих устройств можно изменить в зависимо­сти от производительности ([27], стр 135, табл 46). На агрегате используется пневмоавто­матика.

Разработан малопозиционный карусельный агрегат для наполнения баллонов вместимо­стью 27 и 50 литров с запорными устройствами типа обратный клапан или угловой вентиль.

Для улучшения контроля степени наполнения баллонов в конструкциях вместо весовых устройств используют радиоактивный индикатор уровня.

Сливное отделение обычно располагают рядом с наполнительным отделением. Этим сокращаются затраты времени на перемещение баллонов. В сливном отделении осуществ­ляют.

— слив тяжелых неиспарившихся остатков из баллонов, полученных от потребителей и под­лежащих наполнению СУГ.

— слив остатков из неисправных баллонов (повреждение корпуса, башмака или вентиля, на­рушена герметичность.

— слив СУГ из баллонов без остаточного давления.

— слив СУГ из баллонов с просроченным сроком освидетельствования.

— слив СУГ из переполненных баллонов.

— слив СУГ из баллонов при массе тяжелых неиспарившихся остатков, составляющей более 2% массы наполняемого газа.

Из баллонов тяжелые неиспарившиеся остатки и СУГ необходимо сливать только в специально оборудованные герметичные подземные емкости, рассчитанные на р раб = 1 МПа. На БСГ или ГНС устанавливают, как правило, два сливных резервуара, один для слива тя­желых неиспарившихся остатков, другой — для слива СУГ из неисправных баллонов. Сли­тый сжиженный газ из емкости может быть возвращен в резервуары парка хранения СУГ, а неиспарившиеся остатки погружены в автоцистерну и отправлены соответствующим потре­бителям или использованы на БСГ для отопления.

Сливное отделение должно обеспечивать слив 10-15% наполняемых баллонов в сутки.

Вопросы для самоконтроля.

1. Назначение и классификация БСГ.

2 Состав сооружений БСГ.

3. Требования к размещению БСГ.

4. Технологические операции на БСГ.

5. Насосно — компрессорный способ перекачки сжиженного газа.

6. Насосно — испарительный способ перекачки сжиженного газа.

7. Насосно — инжекторный способ перекачки сжиженного газа.

8. Стальные резервуары для хранения сжиженного газа на БСГ под давлением, их оборудо­вание.

9.Изотермические хранилища сжиженного газа на БСГ. Схема. Оборудование.

10.Стальные изотермические резервуары для хранения сжиженного газа на БСГ. Типы. Оборудование.

11.Низкотемпературные ледогрунтовые резервуары для хранения сжиженного газа на БСГ.

12. Подземные шахтные хранилища для сжиженного газа.

13. Подземные хранилища для сжиженного газа в отложениях каменной соли.

14. Железнодорожные сливо — наливные эстакады сжиженных газов.

15.Автоналивные стояки сжиженных газов.

Тема 1.6 Хранилища газа.

знать: состав сооружений БСГ, назначение, конструкцию и принцип действия оборудования БСГ, функции вспомогательных цехов и служб.

уметь: вычерчивать и читать генеральные планы и технологические схемы БСГ, показывать оборудование БСГ и давать характеристику.

Подземное хранение газа используется как один из основных способов компенсации се­зонной неравномерности потребления газа. Подземные хранилища газа (ПХГ) способны обеспечить: создание необходимых запасов газа, удовлетворение спроса на газ в период наибольшей пиковой нагрузки, благоприятные условия для работы магистрального газопро­вода.

Для покрытия сезонной неравномерности газопотребления применяются следующие ос­новные типы подземных хранилищ: подземные хранилища в истощенных газовых и нефтя­ных месторождениях; подземные хранилища в водоносных пластах; подземные хранилища в соляных куполах.

Подземные хранилища газа (ПХГ) обеспечивают в основном следующее.

1. Покрытие сезонной неравномерности газопотребления, связанной с отопительной на­грузкой в зимнее время.

2. Уменьшение капитальных вложений в магистральный газопровод и компрессорные станции.

3. Создание условий для ритмичной работы источников газа и сооружений магистраль­ных газопроводов (МГ) с постоянной среднегодовой подачей при коэффициенте использо­вания установленной мощности КС, близком к единице.

4. Создание государственных запасов газа (топлива и сырья для химических заводов) в необходимых районах страны.

5. Сохранение нефтяного газа в новых нефтедобывающих районах и углеводородного конденсата при временной невозможности его использования.

6. Увеличение коэффициента нефтеотдачи в старых нефтедобывающих районах в случае создания ПХГ в выработанных нефтяных месторождениях.

7 Создание запасов сырья и топлива для нефтехимических комбинатов и запасов готовой продукции после ее выработки.

8 Уменьшение мощности завода по очистке от сероводорода (НтЗ) и диоксида углерода (СО;) и производству газовой серы.

9 Повышение надежности работы системы дальнего газоснабжения в целом. 10. Выравнивание колебаний потребления электроэнергии.

Характерная особенность эксплуатации ПХГ — цикличность их работы, которая выража­ется в смене процессов закачки и отбора газа. В процессе закачки происходит заполнение пласта-коллектора и создание общего объема газохранилища, подразделяемого на активный и буферный объемы газа. Буферный объем — это минимальное количество неизвлекаемого газа в пластовых условиях, которое обусловливает цикличность эксплуатации хранилища. Активный объем является оборотным, участвующим в процессе закачки и отбора. Объем буферного остаточного газа составляет 60 — 140% рабочего (активного) газа с учетом созда­ния в хранилище определенного давления в конце отбора газа при соответствующем дебите скважин. Газ закачивают в весенне-летний период, когда потребность в нем значительно ниже, чем зимой. Зимой хранилище работает на отбор. Эксплуатация газохранилищ произ­водится с учетом гидрогеологических условий пласта-коллектора, запасов газа в хранилище и неравномерности газопотребления системы газопроводов.

Вопросы для самоконтроля.

1 Суточная неравномерность потребления природного газа.

2 Сезонная неравномерность потребления природного газа.

3. Хранение природного газа в последнем участке магистрального газопровода.

4 Газгольдеры переменного объема.

5 Газгольдеры постоянного объема.

6 Подземные хранилища газа в истощенных нефтяных и газовых пластах.

7 Подземные хранилища газа в водоносных пластах.

8 Подземные хранилища газа в непроницаемых горных породах.

9 Состав сооружений станции подземного хранения газа (СПХГ.

10 Технологическая схема станции подземного хранения газа (СПХГ.

11 Технико-экономические показатели хранилищ природного газа и области их применения.

Тема 1. 7 Установки для снабжения сжатым природным газом (СПГ) транспортных двигателей.

знать: назначение, конструкцию и принцип действия различных типов установок для снабжения сжатым природным газом транспортных двигателей.

уметь: вычерчивать и читать схемы установок для снабжения СПГ транспортных двигателей; давать им сравнительную характеристику.

Общие сведения о применении СПГ в транспортных двигателях.

Автомобильные газонаполнительные компрессорные станции (ГНКС.

Автомобильные газозаправочные станции (АГЗС.

Передвижные автогазозаправщики (ПАГЗ.

Прочие типы установок для заправки транспорта СПГ.

Литература . [32]. стр.41-98, [28], стр. 188-193.

Природный газ может использоваться как моторное топливо.

Создана широкая сеть автомобильных газонаполнительных станций (АГНКС) природ­ного газа. Тип АГНКС и ее производительность зависят от условий и места ее размещения, от объема и стабильности потока машин в месте размещения станции, а также от моделей машин в обслуживаемых автохозяйствах. При размещении, определении типа и производи­тельности станции важно обеспечить минимальные затраты как по времени на пробег авто­мобиля к месту заправки и простой его в ожидании заправки, так и на подводку к станции питающего газопровода и других внешних инженерных сетей и коммуникаций.

По месту расположения АГНКС размещают непосредственно в автотранспортных пред­приятиях, на кольцевых автомагистралях вблизи от города, в районах ПХГ, на КС магист­ральных газопроводов и газовых промыслов. Исходя из технико-экономического анализа сооружаются или выпускаются промышленностью станции следующих типов: стационарные АГНКС производительностью 5 — 50 тыс. м 3 /сут. (основной тип), передвижные АГНКС производительностью 1000 — 4000 м 3 за рейс, гаражные АГНКС производительностью до 10 тыс м3/сут.

Стационарные АГНКС комплектуются технологическим оборудованием двух видов оборудованием для производства и хранения газомоторного топлива, размещенным в про­изводственно-технологическом корпусе и вне его на площадке, а также оборудованием для раздачи газа, установленным на автозаправочной площадке.

Гаражная АГНКС состоит из автоматизированной компрессорной станции (один и бо­лее блоков с КС, размещенными в контейнерах) и рампы с постами заправки автомобилей.

Передвижной автогазозаправщик (ПАГЗ) представляет собой автопоезд, составленный из автомобиля тягача и прицепа (или полуприцепа), на котором находится газобаллонная установка с системой заправки автомобилей и самого автозаправщика.

Вопросы для самоконтроля.

1. Назначение автомобильных газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС). Схема.

2. Стационарная типовая АГНКС-500. Принципиальная технологическая схема и генераль­ный план.

3. Основное оборудование АГНКС-500. Компоновка основного технологического обору­дования АГНКС-500.

4. АГНКС блочно-комплектного (АГНКС-БК 250) и контейнерного (АГНКС-БКИ) испол­нения.

5. Малогабаритные гаражные станции АГНКС-МГ. Принципиальная технологическая схе­ма.

6. Передвижные автогазозаправщики (ПАГЗ.

7. Автомобильные газозаправочные станции (АГЗ.

Тема 1.8 Газораспределительные станции (ГРС) и газорегуляторные пункты.

знать: назначение ГРС и ГРП, назначение конструкцию и принцип действия оборудования ГРС.

уметь: вычерчивать и читать технологические схемы ГРС и ГРП.

Общие сведения о ГРС и ГРП. Технологические схемы ГРС и ГРП.

Оборудование ГРС: узлы переключения, очистки, подогрева, редуцирования, одориза­ции, замера газа. Автоматизация и сигнализация на ГРС. Устройство ГРП.

Литература. [5], стр.292-298; [28], стр.76-132; [30], стр. 109-122, 128-157;[35], стр.107-132,[13.

Газораспределительные станции (ГРС) сооружают в конце каждого магистрального га­зопровода или отвода от него в любой точке для подачи газа в газораспределительную сеть города, населенного пункта или промышленного предприятия.

Они предназначены для выполнения следующих операций: приема газа из магистрально­го газопровода, очистки газа от механических примесей; снижения давления до заданной величины; автоматического поддержания давления на заданном уровне, распределения газа по потребителям, измерения количества газа. Кроме того, на ГРС осуществляется вторичная одоризация газа.

ГРС преимущественно сооружают по типовым проектам. По форме обслуживания ГРС бывают с безвахтенным (пропускная способность до 200 тыс. м7ч) и вахтенным обслужива­нием (пропускная способность более 200 тыс. м7ч). Технологические схемы ГРС любого типа состоят из следующих основных узлов: подключения ГРС к потребителям, очистки га­за, регулировки давления, осушки газа, измерения расхода газа и контрольно-измерительных приборов (КИП), одоризации газа.

В настоящее время широкое применение получают автоматизированные газораспреде­лительные станции (АГРС) в комплектно-блочном исполнении.

Вопросы для самоконтроля.

1. Назначение и классификация газораспределительных станций (ГРС.

2. Технологические схемы ГРС.

3. Компоновка газораспределительных станций (ГРС.

4. Регуляторы давления на ГРС: назначение, конструкция, принцип действия.

5. Предохранительные клапаны на ГРС: назначение, конструкция, принцип действия.

6. Очистка газа на ГРС. Аппараты и их оборудование.

7. Одоризация газа на ГРС. Схема универсального одоризатора.

8. Учет газа на ГРС. Расходомеры.

9. Назначение и технологические схемы газорегуляторных пунктов (ГРП.

10. Оборудование газорегуляторных пунктов (ГРП.

РАЗДЕЛ 2 СТРОИТЕЛЬНЫЕ МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ.

СООРУЖЕНИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И.

Тема 2.1 Стали для строительных конструкций.

знать: классификацию и виды сталей, применяемых для строительных конструкций, требования к ним.

уметь: давать сравнительную характеристику различным видам сталей; обосновывать выбор стали для строительной конструкции.

Требования к стали: основные и дополнительные.

Виды сталей: углеродистые, легированные, инструментальные, твердые сплавы, стали и сплавы с особыми свойствами.

Литература. [21], стр.40-112, [1], стр.63-79.

Общие представления об особенностях наиболее широко применяемых сталей дает их классификация по следующим признакам: способу выплавки, степени раскисления, химиче­скому составу, качеству, состоянию металла при поставке, прочности применению и так да­лее.

Все признаки классификации стали связаны между собой.

По способу выплавки сталь подразделяют на мартеновскую, конверторную и электро­сталь.

По степени раскисления сталь делится на спокойную, кипящую и полуспокойную.

По химическому составу сталь подразделяется на углеродистую и легированную.

По качеству сталь делится на сталь обыкновенного качества.

качественную, высококаче­ственную и особовысококачественную.

По состоянию металла при поставке сталь подразделяют на горячекатаную, термически упрочненную и контролируемой прокатки. По прочности сталь подразделяют в зависимости от минимальных значений временного сопротивления (предела прочности) в и предела текучести т на три группы: обычной, по­вышенной и высокой прочности.

По применению сталь подразделяют на сталь для газонефтепроводов, резервуаров, газ­гольдеров и других листовых конструкций; арматурную сталь для армирования железобе­тонных конструкций, деталей машин и др.

Технические требования к стали определяются совокупностью физико-механических свойств и технико-экономических показателей.

Основные требования к стали.

химический состав.

механические свойства.

технологические свойства.

Дополнительные требования к стали.

склонность к хрупкому разрушению.

склонность к старению.

способность подвергаться пластической деформации.

характер внутреннего старения металла (оказывающего влияние на однородность пока­зателей механических и технологических свойств) и качество его поверхности.

долговечность материала при коррозионном воздействии атмосферной среды и рабочего продукта.

стоимость и др.

Сталь углеродистую обыкновенного качества поставляют в горячекатаном состоянии в виде листов, полос, а также фасонного и сортового проката, главным образом для строи­тельных конструкций. Сталь марок ВСтЗспЗ, ВСтЗспб и ВСтЗпсб применяют для изготовле­ния резервуаров, газгольдеров и других конструкций средних и малых размеров, газонефтепроводов малых диаметров, арматурной стали и т. д.

Сталь углеродистую качественную конструкционную поставляют главным образом для деталей машин в виде сортовой горячекатаной и кованой стали размером (диаметром или толщиной) до 250 мм, а также в виде листового и полосового проката. Сталь марок 10. 15. 20 и 25 применяют для бесшовных горячекатаных труб диаметром менее 500 мм, исполь­зуемых на строительстве газонефтепроводов.

Низколегированную конструкционную стать изготовляют в виде листов, полос, рулонов, сортового и фасонного проката, Предназначается она главным образом для строительных конструкций (резервуаров, газгольдеров, газонефтепроводов и т. д.

Вопросы для самоконтроля.

1 Классификация стали.

2. Основные требования к стали.

3 Дополнительные требования к стали.

4 Области применения углеродистой стали обыкновенного качества.

5 Области применения углеродистой качественной конструкционной стали.

6 Области применения низколегированной конструкционной стали.

Тема 2.2 Материалы для запорной и регулирующей арматуры.

знать: материалы, применяемые для изготовления запорной и регулирующей арматуры.

уметь: давать сравнительную характеристи­ку материалам для запорной и регу­лирующей арматуры, обосновывать выбор материала.

Сталь для арматуры.

Тяжелые цветные металлы и сплавы.

Литература . [21], стр.240-261.

На газонефтепроводах, резервуарах и других конструкциях устанавливают арматуру раз­личного назначения: задвижки и вентили, служащие в качестве герметичного запорного устройства, краны, являющиеся герметичными затворами и переключающими органами, предохранительные клапаны для предотвращения аварийных условий в случае чрезмерного повышения давления, клапаны обратные поворотные для предотвращения обратного потока среды в трубопроводах, дыхательные клапаны для поддержания в резервуарах определенно­го давления и т.д. По конструкции, размерам и рабочим условиям эксплуатации эта арматура очень разнообразна.

Наиболее важные параметры рабочих условий эксплуатации арматуры — давление, тем­пература и коррозийная активность продуктов, хранимых в резервуарах, сред, транспорти­руемым по трубопроводам, и других конструкций, на которых ее устанавливают.

По условным давлениям P у арматуру подразделяют на шесть групп.

1 — высокого и сверхвысокого вакуума для абсолютных давлений ниже 0,1 Па.

2 — низкого и среднего вакуума для абсолютных давлений от 0,1 до 0,1 МПа.

3 — малых давлений до 1,6 МПа.

4 — средних давлений от 2,5 до 10 МПа.

5 — высоких давлений от 16 до 80 МПа.

6 — сверхвысоких давлений от 100 МПа и выше.

Под условным давлением P у арматуры понимают наибольшее избыточное рабочее давле­ние при температуре 20°С, при котором обеспечивается длительная и безопасная работа ар­матуры и соединительных деталей трубопроводов (тройников, переходов, фланцев и др.), резервуаров и других конструкций.

Под рабочим давлением Р р понимают наибольшее избыточное давление, при котором обеспечивается длительная и безопасная работа арматуры и соединительных деталей трубо­проводов, резервуаров и других конструкций при рабочей температуре транспортируемой или хранимой среды. Причем рабочие давления равны условным для арматуры из углероди­стой стали при температуре рабочей среды Т р =0 — 200 о С, для арматуры из чугуна, бронзы или латуни при Т Р =0 — 120°С.

По температурному режиму арматуру подразделяют на пять категорий.

1 — обычная арматура из низкоуглеродистой стали для температур до 425°С, из ковкого чу­гуна — до 300°С, из серого чугуна — до 225°С, для деталей арматуры малого размера и неответственного назначения допускается применение углеродистых сталей для темпе­ратуры до 450°С, ковкого чугуна — до 400°С, серого чугуна — до 300°С. Для ответствен­ных объектов (магистральных газопроводов) для температур ниже -30°С применяют арматуру из легированной стали, специальных сплавов или латуни и бронзы с ударной вязкостью не менее 20 Дж/см 2.

2 — арматура для высоких температур 450 — 600°С из специальных сталей.

3 — жаропрочная арматура для температур свыше 600°С.

4 — арматура для холодильной техники до температур -153°С.

5 — криогенная арматура для глубокого холода до температур ниже -153°С.

Поэтому к материалу для арматуры предъявляют комплекс требований, основные из которых — высокая прочность, выносливость, пластичность и полная герметичность, обес­печивающие способность выдерживать давления среды при эксплуатации и гидравлических испытаниях. Материал для арматуры также не должен обладать склонностью к хрупкому разрушению, старению, должен быть коррозионно-устойчивым, технологичным в изготов­лении и иметь минимальную стоимость.

Материалы для деталей арматуры выбирают по рабочим условиям эксплуатации с учетом этих и дополнительных требований, зависящих от их назначения, конструктивных особенностей и размеров. Основным материалом для изготовления корпусов, крышек, сто­ек, маховиков и других деталей служат стальное и чугунное литье, поковки из углеродистой и легированной стали, а также горячекатаная сталь углеродистая обыкновенного качества, углеродистая конструкционная качественная и ряд марок низколегированной и легирован­ной сталей. Кроме этих материалов для изготовления золотников, седел, клапанов, вклады­шей и втулок сальников и других деталей применяют латунь и бронзу, а также прокладоч­ные и уплотнительные материалы (набивки сальников). Уплотнительные поверхности арма­туры в ряде случаев наплавляют твердыми сплавами для повышения их износостойкости. Для изготовления отдельных деталей арматуры в последние годы стали широко применять полимерные материалы.

Вопросы для самоконтроля.

1 Виды материалов для запорной и регулирующей арматуры.

2. Классификация стальных отливок на группы.

3 Области применения стальных отливок.

4 Классификация стальных поковок на группы.

5. Области применения стальных поковок.

6. Виды чугунов для отливок деталей арматуры.

7 Латунь, особенности и области ее применения для отливок деталей арматуры.

8. Бронза, особенности и области ее применения для отливок деталей арматуры.

9. Виды неметаллических материалов, применяемые для деталей арматуры.

10 Виды прокладочных материалов, имеющих наибольшее применение для арматуры.

Тема 2.3 Изоляционные материалы.

Стальные футерованные трубы.

Материалы для балластировки трубопроводов.

Материалы для элементов электрохимической защиты трубопроводов и конструкций.

Литература . [21], стр.263-327, [9], стр.95-101; [35], стр.57-66, [6], стр.48-53, [33], стр.42-45, [22], стр.427-249, [5], стр.338-344.

Основное условие борьбы с грунтовой коррозией подземных трубопроводов, а также с воздушной коррозией надземных трубопроводов — предотвращение непосредственного кон­такта металла труб с агрессивной средой, что достигается созданием на поверхности трубо­провода специальной оболочки, называемой изоляционным покрытием. Хорошее изоляци­онное покрытие исключает также попадание блуждающих токов на трубопровод, а следова­тельно, защищает его от электрохимической коррозии. Изоляционное покрытие имеет опре­деленную конструкцию в зависимости от коррозионной активности грунтов. Магистральные трубопроводы имеют комплексную защиту, состоящую из изоляционного покрытия в соче­таний с электрозащитой. Эффективность электрозащиты и ее стоимость во многом зависят от правильности выбора типа изоляционного покрытия и качества его нанесения. Чем хуже свойства и качество покрытия, тем больше стоимость обслуживания трубопровода. В связи с этим ко всем материалам, применяемым для изоляции трубопроводов, предъявляют жест­кие требования по соблюдению определенных физико-механических свойств, композицион­ного состава, геометрических размеров, состоянию поверхности, загрязненности примесями и т.п. Комплекс таких требований входит в технические условия, по которым и поставляют изоляционные материалы.

Изоляционные материалы для защиты газонефтепроводов можно подразделить на сле­дующие: полимерные, битумные, лакокрасочные, стеклоэмалевые, цинковые, алюминиевые и др. Покрытия на основе этих материалов называются соответственно полимерными, би­тумными и т.д.

Изоляционное покрытие, как правило, многослойное и может состоять из слоев различ­ных материалов (например, битумно-резиновые) или слоев одного материала (например, покрытие из полимерных лент, порошков или стеклоэмали, не считая грунтовки). Тип и об­щая толщина изоляционного покрытия зависят от коррозионной активности грунта, харак­теризующегося определенным значением его электросопротивления, а также от назначения трубопроводов, наличия блуждающих токов и других местных условий.

Применяют нормальный и усиленный тип изоляционных покрытии. Усиленный тип изоляционных покрытий используют всегда при прокладке трубопроводов диаметром 1020 мм и более, в солончаковых и поливных почвах, на подводных переходах и поймах рек, на переходах через железные и автомобильные дороги и в других осложненных условиях прокладки.

Выбор материала для изоляционного покрытия определяется комплексом предъявляе­мых к нему требований. Изоляционное покрытие не должно разрушаться в процессе уклад­ки и засыпки трубопровода и должно надежно защищать его от коррозии в процессе экс­плуатации. Поэтому оно должно быть плотным, прочным, обладать хорошей сцепляемостью с материалом трубопровода (адгезией), высокой теплоустойчивостью и морозостойко­стью, высоким электросопротивлением, не содержать водорастворимых примесей, быть стойким против насыщения влагой (набухания.

Балластировка (утяжеление) подводных трубопроводов предназначена для обеспечения их устойчивого положения на дне водной преграды. Для балластировки применяют чугун­ные и железобетонные грузы, а также обетонирование трубопроводов. Чугунные грузы из­готовляют из серого чугуна в заводских условиях. Замена чугунных грузов железобетонны­ми приводит к экономии металла и удешевлению балластировки. Железобетонные грузы де­лятся по конструкции на седловидные, поясные, шарнирные и кольцевые. Изготовляют их в заводских условиях, а также на полигонах вблизи сооружаемых крупных подводных трубо­проводов.

Вопросы для самоконтроля.

1 Виды материалов, применяемые для изоляции газонефтепроводов.

2. Основные требования, предъявляемые к изоляционным материалам.

3 Виды полимерных материалов, применяемых для изоляционных покрытий. Их перспек­тивность.

4. Типы полимерных изоляционных покрытий, их послойный состав.

5 Виды материалов на основе битума, применяемые для газонефтепроводов, их характери­стики.

7. Типы битумных покрытий, применяемых для газонефтепроводов, область их примене­ния, послойный состав.

8. Область применения лакокрасочных покрытий, особенность их нанесения.

9. Виды стеклянных покрытий для труб.

10. Достоинства и недостатки стеклоэмалевых покрытий. Перспективы их применения для газонефтепроводов.

10 Остеклование труб, перспективы его применения.

11. Принцип и назначение футерования труб.

12. Признаки классификации теплоизоляционных материалов, их виды.

13. Послойный состав теплоизоляционного покрытия трубопроводов бесканальной про­кладки.

14. Виды балластировки подводных трубопроводов.

15 Типы утяжеляющих грузов для подводных трубопроводов.

16 Достоинства и недостатки обетонирования трубопроводов.

17 Назначение протекторов, виды материалов для протекторов.

18. Виды и назначение анодных заземлений, материалы для анодных заземлений.

РАЗДЕЛ 3. МЕТОДЫ РАСЧЕТА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ СТРОИТЕЛЬНЫХ КОНСТРУКЦИЙ.

Тема З.1. Расчет ЛЧ МНГП.

Расчет вместимости резервуарных парков.

Обоснование выбора резервуаров.

Расчет обвалования резервуарных парков.

Расчет фундамента под резервуар.

Расчет оптимальных размеров резервуара.

Механический расчет резервуара.

Расчет резервуара на устойчивость от воздействия вакуума.

Практическое занятие №5.

Расчет резервуарного парка: определение вместимости, обоснование выбора резервуа­ров, расчет обвалования.

Практическое занятие №6.

Расчет оптимальных размеров резервуара.

Расчет резервуара на устойчивость от воздействия вакуума.

Практическое занятие №7 Механический расчет резервуара.

Литература . [1], стр.79-96, [2], стр.61-74, 93-94; [5], стр. 118-122, 131-144, 150-155, [6], стр. 18-22, 290, [10], стр.67-92, 131-133, [11], стр. 120-155, [20], стр.50-112, [21], стр.90-93; [22], стр.325-334, [33], стр. 16-20, 328, [58], стр.218-223, 240-245, [59], стр. 184-191, 200-204; [64], стр. 136-149.

Вместимость резервуарных парков ПС зависит от назначения перекачивающей станции. Так, резервуарные парки головных перекачивающих станций проектируют с таким расче­том, чтобы обеспечить прием нефти или нефтепродуктов по сортам (при последовательной перекачке), оптимальный запас (объем партии) отдельных нефтей или нефтепродуктов и бесперебойную работу нефтепровода или нефтепродуктопровода. На промежуточных пере­качивающих станциях вместимость резервуарного парка зависит от технологических осо­бенностей и функции каждой перекачивающей станции.

В любом случае при назначении суммарной вместимости резервуарных парков перекачи­вающих станций руководствуются «Нормами технологического проектирования и технико-экономических показателей магистральных нефтепродуктопроводов и нефтепроводов» ([6], стр 18-20; [22], стр.325.

Вместимость резервуарного парка головной перекачивающей станции, предназначенной для перекачки одного сорта нефти или нефтепродукта, принимают равной двух- и трехсу­точной максимальной рабочей пропускной способности нефтепровода или нефтепродукто­провода. т.е. к = 2-3 ( [6], стр 18-20, [22],стр.325.

Вместимость резервуарного парка промежуточных перекачивающих станций, располо­женных на границах эксплуатационных участков, в пределах которых выполняется независи­мая работа всех промежуточных перекачивающих станций, должна составлять 30-50% су­точного объема перекачки по нефтепроводу или нефтепродуктопроводу ( [6], стр. 18-20, [22], стр 325), т.е. к’= 0,3-0,5.

Вместимость резервуарного парка промежуточной перекачивающей станции, служащей границей смежных самостоятельных эксплуатационных участков нефтепровода или нефте­продуктопровода, т.е. границей участков трассы разных управлений, а также промежуточ­ной перекачивающей станции, служащей пунктом разветвления или соединения магист­ральных нефтепроводов или нефтепродуктопроводов, должна быть равна суточному — полуторасуточному объему перекачки, т.е.

к = 1,0-1,5 ([6], стр. 18-20; [22],стр. 325.

Резервуарные парки нефтебазы являются одним из наиболее металлоемких и дорого­стоящих объектов, капиталовложения по резервуарным паркам достигают 40% всей стоимо­сти нефтебазы. Поэтому при расчете объема потребной емкости для каждого нефтепродукта необходимо в первую очередь руководствоваться соображениями экономики с учетом пер­спективного развития нефтебазы. Резервуарный парк не должен иметь излишнего объема, но в то же время не должно быть и недостатка его, так как это приводит к простою транс­порта и нарушению технологического режима работы нефтебазы.

Если завоз и вывоз нефтепродуктов проводили бы синхронно, то теоретически резер­вуаров на такой нефтебазе можно было бы не иметь. В реальных условиях завоз и вывоз нефтепродуктов не совпадают по объему и во времени, поэтому и нужны резервуары.

Объем резервуарной емкости зависит, главным образом, от объема интенсивности и ха­рактера основных операций, назначения нефтебазы, а также от территориального (геогра­фического) расположения ее и от расположения по отношению к транспортным коммуни­кациям (водная, железнодорожная, водно-железнодорожная и т.д.

В основу расчета вместимости резервуарного парка принимают годовой грузооборот по сортам нефтепродуктов, годовые графики (планы) завоза и вывоза и местной реализации по месяцам с учетом перспективного развития нефтебазы, очередности и сроков строительства.

Грузооборот, т.е. количество принятых и отпущенных нефти и нефтепродуктов, — одна из основных производственных характеристик нефтебазы, обычно указываемый в задании на проектирование. Грузооборот нефтебазы устанавливают в зависимости от ее основного назначения. Величину грузооборота нефтебаз определяют: для перевалочных нефтебаз — на основе общих схем нефтяных грузопотоков, разрабатываемых с учетом производственных и других связей между районами и крупными потребителями, для распределительных нефте­баз на основе потребности в нефтепродуктах тяготеющих к ним районов с учетом более ра­ционального соотношения между снабжением потребителей через нефтебазы и транзитом (минуя нефтебазы), т.е. доставкой нефтепродуктов с мест производства непосредственно в емкости потребителя.

Общий объем резервуаров нефтебазы равен сумме объемов, определенных для отдельных нефтепродуктов.

По проектной вместимости V п подбирают строительный объем резервуарного парка для данного нефтепродукта или нефти V c , который обычно больше проектного объема (вмести­мости). Резервуары сооружаются только определенных типоразмеров, поэтому трудно точно подобрать, чтобы V п = V c . Кроме того, в строительный объем входят кроме объема резервуа­ров для долговременного хранения нефтепродуктов объем резервуаров-мерников, «нуле­вых» резервуаров, емкостей для регенерации обработанных масел и т.д. (для нефтебазы.

При выборе типа и числа резервуаров для хранения данного сорта нефти или нефтепро­дуктов учитывают следующие рекомендации.

1. Для одного сорта нефти или нефтепродуктов предусматривается не менее двух резер­вуаров в целях возможности совмещения операций по приему и отпуску данного сорта и проведение отстоя нефтепровода и нефтепродуктопровода от воды. Если операции по прие­му и отпуску проводят непрерывно (обычно на нефтебазах) и не предусматривается учет ко­личества нефти и нефтепродуктов счетчиками, то необходимо предусматривать не менее трех резервуаров для проведения замеров и определения количества нефти и нефтепродук­тов.

2.Резервуары должны быть по возможности однотипными, т.к. это снижает расходы по их монтажу и эксплуатации. Как правило, стремятся устанавливать меньшее число резервуа­ров большей вместимости, что снижает расход металла на единицу вместимости, уменьшает площадь резервуарного парка, длину трубопроводов и обвалования.

3 Расход металла и других материалов на сооружение резервуаров должен быть мини­мальным.

4 Потери нефти и нефтепродуктов от испарения должны быть минимальными. Это дости­гается при хранении в резервуарах обычных конструкций с максимальным заполнением ре­зервуаров ( V с = V п ) стремятся, чтобы разность V с — V п была минимальной, а также примене­нием резервуаров специальных конструкций: с плавающей крышей, понтоном, повышенно­го давления.

Установка одного резервуара на каждый сорт нефти или нефтепродукта допускается только в следующих случаях.

-когда операции по приему и отпуску одного сорта можно не совмещать.

-если учет приема и отпуска не требует замеров объема нефти или нефтепродуктов в ре­зервуаре.

-при годовом коэффициенте оборачиваемости резервуара менее 3.

-при использовании резервуара в качестве промежуточной емкости без замера в нем объ­ема нефти или нефтепродукта.

Для обоснованного выбора резервуаров сравнивают не менее трех типов резервуаров ([22], стр.326-334, табл.6.25, 6.26, 6.27, 6 28, 6.29, 6.30; [6], стр.290, приложение 3, [33], стр.328, приложение 3, [64], стр. 138-149; [5], стр.122, табл.6.1.

Результаты расчетов сводят в таблицу.

Таблица 2 — Расчетные данные резервуарного парка.

На основании таблицы делают вывод о том, какие резервуары целесообразнее выбрать для хранения нефти или нефтепродуктов с учетом выше приведенных рекомендаций.

Общая вместимость резервуарного парка нефтебазы или перекачивающей станции для каждого нефтепродукта или нефти равна части годового грузооборота данного продукта или части годовой пропускной способности магистрального нефтепровода или нефтепродуктопровода. Отношение годового грузооборота (или пропускной способности магистрального нефтепровода или магистрального нефтепродуктопровода) по рассматриваемому нефтепро­дукту или нефти к вместимости установленных резервуаров называется среднегодовым ко­эффициентом оборачиваемости резервуаров по каждому нефтепродукту.

Средняя продолжительность одного оборота включает время наполнения резер­вуара нефтепродуктом или нефтью, хранения нефтепродукта или нефти в резервуаре, опо­рожнения резервуара, простаивания резервуара с минимальным остатком, обусловленным конструктивными особенностями узла приемно-раздаточного пат­рубка (ПРП) — «мертвым остатком», до следующего налива.

Резервуары объединяются в резервуарные парки. Каждые два резервуара, а резервуары вместимостью 20000 м л и более — по одному ограждают сплошным земляным валом или стеной, рассчитанной на.

гидростатическое давление разлившейся жидкости. Обвалование резервуаров производят в целях пожарной безопасности и охрана окружающей среды. Вы­сота вала обвалования должна быть на 0,2 м выше расчетного уровня разлившихся нефти или нефтепродукта, но не менее 1 м, а ширина земляного вала по верху 0,5 м. Ширина осно­вания вала с зависит от типа грунта.

Фундаменты под резервуары являются ответственной частью всего сооружения, так как принимают на себя гидростатическое давление нефти или нефтепродукта в резервуаре, что позволяет уменьшить толщину листов днища. Неправильно спроектированный фундамент может быть причиной неравномерной осадки резервуара, вследствие чего в корпусе и днище появляются трещины, а иногда происходит полное его разрушение. Площадки, на которых возводят резервуары, следует выбирать так, чтобы давление на грунт было бы меньше до­пустимого.

Давление на грунт распространяется не по вертикальным линиям, а по линиям шара. Кривые одинаковых давлений называются изобарами и показывают величину давления на грунт. Давление Р заполненного резервуара на грунт складывается из давления на грунт нефти, залитой в резервуар (Р 1 ) и давления на грунт самого резервуара, т.е. металлической конструкции ( Р 2.

Давление резервуара на грунт должно быть меньше допустимого, т.е.

где Р доп — допустимое давление на грунт (несущая способность грунта), зависящее от ти­па грунта, ([10], стр. 150, табл. 4.1). Если Р Р доп , то уплотнение грунта не требуется. В грунтах с меньшей несущей способ­ностью принимают меры к их уплотнению.

При заданной вместимости V резервуар может быть выполнен в нескольких вариантах — различной высоты Н и соответствующего ей радиуса r . Из всех возможных вариантов необ­ходимо найти такой, который был бы наиболее экономичным, т.е. ему соответствовало бы наилучшее сочетание капитальных и эксплуатационных затрат. Затраты на резервуар зависят от ряда факторов: расход материала, стоимость строительных и монтажных работ, естест­венная убыль нефти и нефтепродуктов от испарения, занимаемая площадь, теплопотери при хранении подогреваемых нефти и нефтепродуктов и т.п. Например, повышенная площадь зеркала нефти и нефтепродуктов сопряжена с повышением объема испарения легкоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов и применением более мощных средств пожаротушения, а также с увеличением площади застройки. Наряду с этим при меньшей площади резервуара, а соответственно и большей его высоте усложняются монтажные работы.

Для определения технико — экономически обоснованных оптимальных размеров резер­вуаров с учетом всех перечисленных факторов необходимо минимизировать уравнение при­веденных расходов при ограничениях на вместимость резервуара, прочность элементов его конструкции и так далее.

Определение оптимальных размеров резервуара с учетом всех факторов весьма сложно, но решения получены с помощью ЭВМ. Сравнительно просто эта задача решается, если учесть только основной фактор — затраты металла на резервуар. Впервые в такой постановке задачу решил академик В.Г. Шухов.

Методику определения оптимальных размеров, разработанную В.Г. Шуховым, приме­няют без существенных изменений до настоящего времени при проектировании резервуаров с постоянной толщиной стенки и переменной толщиной стенки до определенной вместимо­сти.

К элементарному механическому расчету резервуаров относится в основном расчет стенки резервуара, зависящий от гидростатического давления хранимой жидкости. Толщина днища и кровли резервуара обычно принимается исходя из технологии строительства и кон­структивных соображений. Резервуары рассчитывают по методике предельных состояний с учетом коэффициентов однородности к, перегрузки п и условий работы т. За предельное состояние принимается такое состояние конструкции, при котором она перестает удовле­творять предъявляемым к ней эксплуатационным требованиям, то есть теряет способность сопротивляться внешним воздействиям, получает недопустимую деформацию или местное повреждение.

Основной нагрузкой при расчете стенки резервуара низкого давления на прочность яв­ляется гидростатическое давление жидкости с плотностью р. От этой нагрузки в стенки воз­никают кольцевые напряжения.

В ходе расчетов определяют толщину стенки поясов резервуара. Если у всех поясов рас­четная толщина меньше принятой и для каждого пояса расчетное кольцевое усилие меньше расчетной предельной несущей способности стенки (т.е. N i N i пред ), то прочность корпуса обеспечивается. Минимальная толщина листов принимается из соображений технологии сварки и устойчивости.

Методические указания к выполнению расчетов приводятся в учебном пособии Конст­рукции и расчет трубопроводов и хранилищ.

Вопросы для самоконтроля.

1 От чего зависит вместимость резервуарного парка перекачивающей станции.

2 От чего зависит вместимость резервуарного парка нефтебазы.

3 Что такое грузооборот нефтебазы.

4 Какие рекомендации необходимо учесть при выборе резервуаров.

5 Что такое коэффициент оборачиваемости резервуаров.

6 Каково назначение обвалования резервуаров и резервуарных парков.

7 Из каких соображений рассчитывается высота обвалования.

8 Что учитывается при определении габаритов резервуарного парка? 9 Что учитывается при расчете фундамента под резервуар.

10 Какие размеры резервуара называются оптимальными.

11 Что учитывается при определении оптимальных размеров резервуара.

12 Как проверяется резервуар на устойчивость от вакуума.

13 Что является целью механического расчета резервуаров.

14 Какой метод положен в основу механического расчета резервуаров.

Тема 3.3 Расчет приемных и раздаточных устройств для нефти и нефтепродуктов.

знать: методику расчетов приемных и раздаточных устройств для нефти и нефтепродуктов.

Технологический расчет железнодорожной эстакады.

Расчет числа причалов.

Расчет числа наливных устройств.

Расчет тарных хранилищ.

Литература. [5], стр.97-118, [10], стр.14-34, [11]. стр 31-40, 71-85, [26]. стр. 163-175, 45], стр 153-199, 359-382, 391-399,[58], стр.263-277, [59]. стр.215-226, [64], стр.34-64, 176-95.

Целью технологического расчета железнодорожной эстакады является определение числа и длины эстакад. Число эстакад определяют исходя из грузооборота. Грузооборот эстакады — количество принятых и отпущенных нефтяных грузов — одна из основных производственных характеристик эстакады. Предельные сроки слива и налива железнодорожных цистерн устанавливаются Министерством путей сообщения РФ. Если длина эстакады полу­чается большой, то проектируют двухстороннюю эстакаду, длина которой равна половине полученной.

При расчете числа причалов учитывают грузоподъемность нефтеналивных судов, время слива и налива, принимаемое в соответствии с действующими «Нормами обработки налив­ных судов в морских портах и портовых пунктах», количество нефти или нефтепродуктов, реализуемое за навигационный период.

Для определения требуемого числа автоколонок и раздаточных устройств станций нали­ва и разливочных (расфасовочных) для нефтепродукта каждого сорта пользуются рекомен­дациями, которые даются в «Нормах технологического проектирования нефтебаз.

При проектировании тарных хранилищ необходимо руководствоваться «Нормами тех­нологического проектирования нефтебаз» ([64], стр. 189-195.

При проектировании зданий для хранения нефтепродуктов в таре необходимо учитывать следующие требования.

бочки могут храниться в положении лежа (при бочках с пробками в обечайках) и в по­ложении стоя (при бочках с пробками в днищах.

ручная укладка бочек с нефтепродуктами на полу допускается не более чем в 2 яруса.

при механизированной укладке бочек количество ярусов не должно превышать пяти для горючих и трех — для легковоспламеняющихся нефтепродуктов.

укладка бочек на каждом ярусе стеллажа должна производиться в один ряд по высоте неза­висимо от вида нефтепродуктов.

по ширине штабеля или стеллажа следует укладывать не более двух бочек.

Проходы в хранилищах, предназначенные для транспортирования бочек, должны быть шириной не менее 1,8 м, а остальные проходы между штабелями или стеллажами — не менее 1 м.

Вопросы для самоконтроля.

1 Что является целью расчета железнодорожной эстакады.

2 Какие нормативные документы необходимы для расчета железнодорожной эстакады.

3 Что является целью расчета причала.

4 Какие нормативные документы необходимы для расчета причала.

5 Что является целью расчета раздаточных устройств.

6 Какие нормативные документы необходимы для расчета раздаточных устройств.

7 Что является целью расчета тарного хранилища.

8 Какие нормативные документы необходимы для расчета тарного хранилища.

9 Какие требования нужно учитывать при расчете тарного хранилища.

Тема 3.4 Расчет технологических трубопроводов ПС и нефтебаз.

знать: методику расчетов технологических трубопроводов ПС и нефтебаз.

уметь: производить гидравлические расчеты трубопроводных коммуникаций ПС, нефтебаз расчеты компенсаторов и опор.

Гидравлический расчет технологических нефте- и нефтепродуктопроводов. Расчет компенсаторов и опор.

Практическое занятие №8.

Гидравлический расчет технологических нефте- и нефтепродуктопроводов.

Практическое занятие №9.

Расчет компенсаторов и опор технологических трубопроводов.

Литература. [5], стр. 191-211, [10], стр.35-67, 155-164, [11], стр.204-208, 252-274; [26], стр.25-61, [45], стр.241-247, 263-293, [64], стр.64-121.

Целью гидравлического расчета технологического нефтепровода (нефтепродуктопровода) является определение суммарных потерь напора в нефтепроводе (нефтепродуктопроводе) и гидравлического сопротивления нефтепровода (нефтепродуктопровода.

При расчете всасывающего трубопровода производится проверка неразрывности струи с учетом упругости паров перекачиваемых нефти или нефтепродуктов, т.е. проверка надежно­сти всасывания.

Напор насоса для перекачки нефти или нефтепродукта по технологическому трубопро­воду, м.

где Н 0 вс — общие потери напора во всасывающем трубопроводе (сопротивление всасываю­щего трубопровода), м.

Н 0 нг — общие потери напора в нагнетательном трубопроводе (сопротивление нагнета­тельного трубопровода), м.

h к — требуемый конечный напор, то есть напор в конце трубопровода, необходимый по условиям перекачки, м.

где Р к — требуемое конечное давление, то есть давление в конце трубопровода, необходимое по условиям перекачки, Па.

— плотность нефти или нефтепродукта, кг/м 3.

g — ускорение свободного падения, м/с 2.

Для подбора насосного оборудования по данным гидравлического расчета трубопровода строится его характеристика Q — Н. Наложение характеристики Q — Н соответствующего на­соса на характеристику трубопровода дает точку пересечения, которая определяет парамет­ры (подачу, напор) системы насос — трубопровод. В тех случаях, когда требуемые подача и напор не обеспечиваются одним насосом, устанавливают два (и более) насоса и соединяют их трубопроводами параллельно (для увеличения подачи) и последовательно (для увеличе­ния напора.

Наибольшее применение для технологических трубопроводов на ПС получили гнутые гладкие П-образные компенсаторы ([11], стр. 207, рис. 118). Наружный диаметр, толщину стенки и марку стали труб для изготовления П-образных компенсаторов принимают такими же, как и для основных участков трубопровода. Расчет П-образных компенсаторов ведется по номограмме в зависимости от теплового удлинения ([64], стр. 83, рис. 5.12; [11], стр. 208, рис. 119.

Вопросы для самоконтроля.

1 Что является целью гидравлического расчета технологического нефтепровода или нефтепродуктопровода.

2 Какие режимы движения нефти или нефтепродукта наблюдаются в нефтепроводе или нефтепродуктопроводе.

3 Какой режим движения называется ламинарным? турбулентным? Их отличие.

4 С какой целью производится проверка надежности всасывания.

5 Что является целью расчета П-образного компенсатора.

Тема 3.5 Расчет БСГ.

знать: методику расчетов резервуарных парков и приемо-раздаточных устройств БСГ.

уметь: производить расчеты резервуарных парков и приемо-раздаточных устройств БСГ.

Определение вместимости резервуарного парка БСГ. Обоснование выбора резервуаров БСГ. Расчет приемо-раздаточных устройств БСГ.

Литература. [5], стр.219-221, 225, 314-333, [27], стр. 124-138, [28], стр.205-232, 258-273, 335-358, [30], стр.231-246, 264-267, 298-338.

Сжиженные углеводородные газы (СУГ) широко используют в различных отраслях на­родного хозяйства: моторные топлива; сырье для производства городского газа; баллонные газы; газ промышленного назначения.

Состав и свойства СУГ используемых в качестве топлива, должны отвечать требовани­ям потребителей. В зависимости от применения установлены следующие марки СУГ: ПТ — пропан технический для коммунально-бытового потребления, СПБТЛ — смесь пропан — бу­тан технический летний для коммунально-бытового потребления, энергетических и других целей, БТ — бутан технический для коммунально-бытового потребления и других целей. Ос­новные требования, предъявляемые к СУГ, применяемым в качестве топлива см. [28], стр. 230, табл. 6.3.

Упругость насыщенных паров сжиженного углеводородного газа (СУТ) определяется по закону Дальтона и Рауля. В процессе испарения жидкости происходит переход ее в парооб­разное состояние. Степень насыщения парового пространства зависит от состава жидкости и температуры. Давление, при котором жидкость при данной температуре находится в рав­новесном состоянии со своими парами называется упругостью насыщенных паров жидко­сти.

Каждой жидкости соответствует определенное давление (упругость) паров, зависящее от температуры. Кривая изменения давления в зависимости от температуры называется кривой испарения.

Равновесная система жидкость — пар характерна для сжиженных углеводородных газов (СУГ), которые хранятся в замкнутом пространстве, т.е. когда пары находятся в насыщен­ном состоянии над поверхностью жидкости и одновременно существуют две фазы: жидкая и паровая.

Упругость паров Р у i . (Па, МПа) чистых компонентов при температуре Т определяется по графику упругости паров ([5], стр. 220, рис. 10.2). Затем рассчитывается состав паровой фа­зы.

Вместимость резервуарного парка определяется в зависимости от суточной производи­тельности БСГ или ГНС, степени заполнения резервуаров и количества резервируемого для хранения сжиженного углеводородного газа (СУГ.

По проектной вместимости V п подбирают строительную вместимость резервуарного пар­ка для СУГ V с , которая обычно больше проектной. Допускается строительная вместимость резервуарного парка для СУГ меньше проектной, т.к. СУГ хранятся под давлением для уменьшения испарения СУГ.

Металлические (стальные) резервуары для СУГ изготовляют четырех типов.

— цилиндрические передвижные вместимостью 600, 1000 и 1600 л для наземной установки.

— цилиндрические стационарные вместимостью 2,5, 5 и 10 м 3 для подземной установки.

— цилиндрические стационарные вместимостью 25, 50, 100, 160 и 200 м 3 для наземной и подземной установки.

— шаровые вместимостью 300, 600, 900, 2000 и 4000 м 3 для наземной установки.

При выборе типа и числа резервуаров для хранения СУГ учитывают следующие рекомен­дации.

1. Резервуары должны быть по возможности однотипными, т.к. это снижает расходы по их монтажу и эксплуатации.

2. Как правило, стремятся устанавливать меньшее число резервуаров большей вместимости, что снижает расход металла на единицу вместимости, уменьшает площадь резервуарного парка, длину трубопроводов и обвалования.

3. Расход металла (масса металла) на сооружение резервуаров должен быть минимальным.

Резервуары выбирают при сравнении технико-экономических показателей. Для обосно­ванного выбора резервуаров сравнивают не менее трех типов резервуаров ([27], стр. 128, табл 41; стр. 129, табл. 42; [28], стр. 264, табл. 8.1; стр. 265, табл. 8.2.

Результаты расчетов сводят в таблицу.

Таблица — Расчетные данные резервуарного парка.

На основании таблицы делают вывод о том, какие резервуары целесообразнее выбрать для хранения СУГ с учетом выше приведенных рекомендаций.

В целях пожарной безопасности и охраны окружающей среды для каждой группы над­земных резервуаров по периметру предусматривают замкнутое обвалование или ограждаю­щую стенку из несгораемых материалов (из кирпича, бутобетона, бетона и др.) высотой не менее 1 м, рассчитанное на 85 % вместимости группы резервуаров. Ширина земляного вала поверху должна быть не менее 0,5 м. Расстояния от резервуаров до подошвы обвалования или ограждающей стенки должны быть равны половине диаметра ближайшего резервуара, но не менее 1 м.

При эксплуатации резервуаров со сжиженным углеводородным газом (СУГ) в них может повышаться давление. Повышение давления вызывают следующие причины: нагревание ре­зервуара; расширение СУГ от повышения температуры; отсутствие или недостаток парового пространства, наполнение резервуаров СУТ с давлением насыщенных паров, большим чем предусмотрено, ошибки в работе персонала и т.д. Для предотвращения разрушения резер­вуара от повышенного давления устанавливают предохранительные клапаны, пропускная способность которых, согласно правилам Госгортехнадзора РФ, должна быть такой, чтобы давление паров СУГ в резервуаре не превышало рабочее более чем на 15.

Предохранительные клапаны обеспечивают выпуск паровой фазы для снижения давления в резервуаре.

При расчете приемо-раздаточных устройств БСГ (железнодорожной эстакады, баллоно-наполнительного и сливного отделений и т.д.) учитываются грузооборот эстакады, предель­ные сроки слива и налива железнодорожных цистерн, которые устанавливаются Министер­ством путей сообщения РФ, количество газа, заливаемое в баллоны.

Методические указания к выполнению расчетов приводятся в учебном пособии Конст­рукции и расчет трубопроводов и хранилищ.

Вопросы для самоконтроля.

1 Какими параметрами характеризуются сжиженные газы.

2 Как определить плотность и вязкость сжиженных газов.

3 Как определить упругость паров сжиженного газа.

4 Что учитывается при расчете вместимости резервуарного парка БСГ.

5 Какие рекомендации учитываются при выборе резервуаров для СУГ.

6 Из каких соображений определяется высота обвалования резервуарного парка для СУГ.

7 Что необходимо учесть при расчете приемо-раздаточных устройств БСГ.

Тема 3.6 Расчет подземных хранилищ газа.

знать: методику расчетов подземных хранилищ газа.

уметь: производить расчеты подземных хранилищ газа.

Расчет вместимости ПХГ. Расчет буферного объема газа.

Литература. [5], стр.303-314,[27], стр. 124-126, [28], стр. 171-193, [30], стр.207-224, [41], стр.428-465; [50], стр.354-400; [58], стр.295-304, [59], стр.228-337.

Характерная особенность эксплуатации ПХГ — цикличность их работы, которая выража­ется в смене процессов закачки и отбора газа. В процессе закачки происходит заполнение пласта-коллектора и создание общего объема газохранилища, подразделяемого на активный и буферный объемы газа. Буферный объем — это минимальное количество неизвлекаемого газа в пластовых условиях, которое обусловливает цикличность эксплуатации хранилища. Активный объем является оборотным, участвующим в процессе закачки и отбора. Объем буферного остаточного газа составляет 60 — 140% рабочего (активного) газа с учетом созда­ния в хранилище определенного давления в конце отбора газа при соответствующем дебите скважин. Газ закачивают в весенне-летний период, когда потребность в нем значительно ниже, чем зимой. Зимой хранилище работает на отбор.

Вопросы для самоконтроля.

1 Почему последний участок магистрального газопровода можно использовать как храни­лище газа.

2 Из каких соображений выбирается максимальное давление в последнем участке магист­рального газопровода.

3 Из каких соображений выбирается минимальное давление в последнем участке магист­рального газопровода.

4 Что учитывается при определении вместимости подземного хранилища газа.

5 Что учитывается при расчете числа компрессоров для закачки газа в подземное храни­лище газа.

Тема 3. 7 Расчет установок для снабжения сжатым природным газом (СПГ) транспортных двигателей.

знать: методику расчетов АГНКС, АГЗС, ПАГЗ.

уметь: производить расчеты параметров процесса заправки автомобилей на АГНКС, АГЗС, ПАГЗ.

Расчет параметров процесса заправки автомобилей на АГНКС, АГЗС, ПАГЗ.

Литература. [9], стр. 194-209; [32], стр.98-142.

Для АГНКС заданной производительности оптимизируемыми параметрами в первую очередь являются: число применяемых компрессоров (в зависимости от их типа), число га­зозаправочных колонок и объем аккумулятора газа. Эти параметры зависят от принципа за­правки автомобилей на АГНКС, среди которых можно выделить по меньшей мере два: за­правка по принципу «первым прибыл — первым обслужен» и заправка путем формирования групп автомобилей.

Максимальное и минимальное число газозаправочных колонок на АГНКС определяется исходя из максимального числа рабочих компрессоров, их подачи, среднего объема заправ­ки, среднего времени заправки автомобиля и числа заправляемых автомобилей в течение заданного времени.

Аккумулятор газа на АГНКС выполняется из одного или нескольких сосудов (баллонов) высокого давления. Объемы выпускаемых сосудов меняются дискретно. Очевидно, что на практике следует использовать аккумулятор, объем которого минимально отличается от оп­тимального и вместе с тем кратен объему сосудов, выпускаемых серийно. Объем аккумуля­тора газа должен обеспечить нормальный режим работы компрессоров и АГНКС в целом.

Вопросы для самоконтроля.

1 Какие параметры учитываются при расчете оборудования АГНКС.

2 Как определяется число газозаправочных колонок на АГНКС.

3 Как выбрать аккумулятор газа на АГНКС.

Тема 3.8 Расчет оборудования ГРС.

знать: методику расчетов оборудования ГРС.

уметь: производить расчеты предохрани­тельных и регулирующих клапанов.

Расчет предохранительных клапанов. Расчет регулирующих клапанов.

Практическое занятие №10.

Расчет предохранительных и регулирующих клапанов.

Литература. [5], стр.292-303, [7], стр.236-262, [8], стр.111-146, [27], стр. 116-124, [28], стр.76-132, [30], стр.109-158, [51], стр.201-216, 341-353.

Основной регулятор давления на ГРС следует выбирать по максимальному расчетно­му расходу газа потребителями и требуемому перепаду давления при редуцировании. Пропу­скную способность регулятора давления следует принимать на 15 — 20% больше максималь­ного расчетного расхода газа.

Основными параметрами, определяющими пропускную способность исполнительно­го устройства регулятора давления любого типа, являются условный диаметр D у проходного сечения дросселирующего органа и соответствующей ему коэффициент максимальной про­пускной способности К у.

Предохранительные клапаны на ГРС рассчитывают на полную пропускную способность ГРС.

Вопросы для самоконтроля.

1. Что является исходным параметром при расчете регуляторов давления и регулирующих клапанов на ГРС.

2. Что является исходным параметром при расчете предохранительных клапанов на ГРС.

Тема 3.9 Методы проектирования строительных конструкций.

знать: порядок и методы проектирования строительных конструкция для ТХНГ.

уметь: давать рекомендации по изысканию трасс и площадок станций.

Порядок проектирования строительных конструкций для ТХНГ. Методы автоматизированного проектирования систем трубопроводного транспорта. Изыскания трассы и площадок станций.

Компьютерное обеспечение и элементы программирования при проектировании строи­тельных конструкций.

Литература. [5], стр.36-42, [20], стр.22-32, 194-199, [22], стр.21-24, 84-178, [24], стр.20-24, [25], стр.22-43, [34], стр.27-48, [58], стр. 16-23, [59], стр. 15-22.

Решение о строительстве конкретного магистрального трубопровода принимает прави­тельство. Проектирование и строительство магистральных трубопроводов производится, исходя из схем развития и размещения нефтяной и газовой промышленности и трубопро­водного транспорта, а также из схем размещения производительных сил. В соответствии со схемой или технико-экономическими обоснованиями соответствующее министерство (концерн, акционерное общество, компания) выдает задание на проектирование. Задание составляется при участии проектной организации, которой поручается проектирование.

Задание на проектирование является основным исходным документом при проектиро­вании трубопровода, и все положения в нем должны получить отражение в проекте. Проек­тирование трубопровода ведется, как правило, в две стадии: технический проект и рабочие чертежи.

Существующее противоречие между увеличивающейся сложностью трубопроводных систем и сокращением сроков, отводимых на их проектирование, связано с недостатками технологии разработки проектов. Автоматизация проектирования является одним из важ­нейших средств ускорения технического прогресса. Разработки систем автоматизированного проектирования (САПР) стали возможными благодаря развитию вычислительной техники, совершенствованию способов общения человека с ЭВМ, решению задач в режиме неодно­кратного обращения к ЭВМ, т.е. в режиме диалога, без которого решение сложных задач проектирования невозможно.

Изыскания трассы и площадок станций выполняются на стадии технического проекта. При изысканиях собирают и уточняют исходные данные, необходимые для проектирования трубопровода, проводят согласования по различным вопросам строительства с местными и центральными организациями. Наилучшие результаты получают при проведении комплекса изысканий: топографо-геодезических, геологических, гидрогеологических, геофизических. Собирают климатологические и гидрометрические данные. Проводят изыскания по энерго­снабжению перекачивающих и компрессорных станций, по водоснабжению и канализации; по организации работ; обследуют дорожную сеть.

При обработке данных и при проектировании используют вычислительную технику.

Вопросы для самоконтроля.

1 Кто принимает решение о строительстве магистрального трубопровода.

2 Что указывается в задании на проектирование магистрального трубопровода.

3 Каково содержание технического проекта.

4 Как разрабатываются рабочие чертежи.

5 Какие особенности проектирования учитываются при создании и развитии систем авто­матизированного проектирования трубопроводных систем (САПР.

6 Сформулируйте основные задачи в области автоматизированного проектирования тру­бопроводных систем.

7 Каковы основные принципы построения подсистем САПР.

8 Что дает разработка и внедрение САПР.

9 Виды изысканий трассы и площадок станций.

10 Программирование при проектировании строительных конструкций.

РАЗДЕЛ 4. ИНЖЕНЕРНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ОБЪЕКТОВ ТРАНСПОРТА И ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА.

Тема 4.1 Водоснабжение, теплоснабжение, электроснабжение.

Схемы канализации и очистных сооружений.

Устройство очистных сооружений.

Расчет очистных сооружений (песколовки и нефтеловушки.

Литература. [5], стр.349-361, [6], стр.28-32, 226-237, [15], стр.55-57; [22], стр.376-386, [47], стр. 55-235.

На объектах транспорта и хранения нефти, нефтепродуктов и газа образуются сточные воды, которые подразделяются на производственные, хозяйственно-бытовые и ливневые.

Для сбора, транспортирования, очистки и выпуска сточных вод, а также утилизации по­лезных веществ, содержащихся в них, служит комплекс канализационных систем, очистных сооружений с соответствующим оборудованием.

С учетом местных условий объекты оборудуют производственно-ливневой, хозяйствен­но-бытовой и специальной (для отвода стоков, загрязненных этилированными бензинами) канализационными системами.

На сетях производственно-ливневой системы канализации проектируют смотровые ко­лодцы с гидравлическими затворами и дождеприемные с запорным устройством.

В систему производственно-ливневой канализации входят очистные сооружения, со­стоящие из песколовок, нефтеловушек и отстойных прудов.

Песколовки предназначены для выделения механических примесей с размером частиц более 250 мкм. Необходимость предварительного выделения механических примесей обу­словливается тем, что при отсутствии песколовок эти примеси выделяются в других очист­ных сооружениях и тем самым усложняют эксплуатацию последних.

Принцип действия песколовки основан на изменении скорости движения твердых тяже­лых частиц в потоке жидкости. Если кинетическая энергия струи в потоке велика, то части­цы поддерживаются во взвешенном состоянии и медленно выпадают в осадок. При умень­шении скорости потока более тяжелые частицы опускаются на дно. Обычно песколовки рас­считывают на выпадение в осадок крупных механических примесей (мелкие не должны ус­певать осесть). В связи с этим требованиями в песколовках принимаются минимальные и максимальные скорости.

Нефтеловушки являются основными сооружениями, предназначенными для отстаива­ния нефтесодержащих сточных вод. Нефтеловушки работают по принципу разности плотно­стей воды и отделяемых частиц. В процессе отстаивания происходит всплывание нефти и нефтепродуктов и выпадение осадка. Нефтеловушки обеспечивают очистку сточных вод до остаточного содержания нефти и нефтепродуктов не более 50-100 мг/л.

Процесс разделения нефти и сточной воды при отстаивании происходит неравномерно во времени. Основная масса всплывает в течение первых 30 + 40 мин. а затем процесс за­медляется. В нефтеловушке при нормальной эксплуатации задерживаются частицы величи­ной более 100 мкм.

Теория расчета нефтеловушек допускает, что скорость движения воды во всех точках поперечного сечения нефтеловушки одинакова, а скорость всплытия частиц нефти постоян­на в течение всего времени всплывания.

Для доочистки производственно-ливневых вод устраивают отстойные пруды непре­рывного действия, в которых сточные воды отстаиваются в течение 10 суток и более, и от­стойные пруды-накопители, предназначенные для длительного сбора стоков, которые вы­пускают в паводковый период.

Если содержание нефти или нефтепродуктов в сочных водах превышает ЗОмг/л, то уст­раивают пруды-испарители. Пруды-испарители делают секционными. Число секций прини­мают исходя из условия, что параллельно должно работать не менее двух секций, а глубина каждой секции 1+2 м.

Осадок, образующийся в нефтеловушках, сбрасывают на площадки для подсушивания, ог­раждаемые валом. Высота оградительных валов 1 м, ширина по верху 0,5 м, уклоны откосов — 1. 1,5, уклон дна площадок — 0,005 + 0,01.

Чтобы предотвратить просачивание сточных вод в грунт, дно площадок устраивают не­проницаемым.

Для сбора и хранения осадков, образующихся при зачистке резервуаров, нефтеловушек, песколовок и прудов, проектируют шламонакопители, представляющие собой обвалованные земляные емкости, состоящие из нескольких секций При проектировании шламонакопителей обычно принимают полную высоту оградительных и распределительных валов в преде­лах 2,5± 3,0 м, ширину валов по верху — 1,5м, уклоны откосов от1. 2 до 1: 3.

Вопросы для самоконтроля.

1 Какие сточные воды образуются на объектах транспорта и хранения нефти, нефтепро­дуктов и газа.

2 Назначение канализационных систем.

3 Виды канализационных систем.

4 Какие очистные устройства устанавливаются на канализационных сетях 9.

5 Назначение и принцип действия песколовки.

6 Назначение и принцип действия нефтеловушки.

7 Назначение и принцип действия пруда-испарителя.

8 Назначение и принцип действия площадок для подсушивания осадка.

9 Назначение и принцип действия шламонакопителей.

Тема 4.3 Системы и средства автоматизации, управления и.

ПРИМЕРНЫЕ ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЕ ВОПРОСЫ.

1. Классификация магистральных трубопроводов.

2. Состав сооружений магистральных нефтепродуктопроводов.

3. Состав сооружений магистральных газопроводов.

4. Конструктивные решения магистральных трубопроводов: подземная, наземная и надземная прокладка трубопроводов.

5. Зависимость конструктивных решений магистральных трубопроводов от класса трубопровода и категории участка трубопровода.

6. Виды труб, применяемых для сооружения трубопроводов.

7. Входной контроль труб.

8. Виды дефектов труб и методы их устранения.

9. Переходы магистральных газопроводов через авто и железные дороги. Основные требования.

10. Переходы магистральных трубопроводов через водные преграды. Основные требования.

11. Технологическая схема подводного перехода с резервной ниткой.

12. Типы запорной арматуры для магистральных трубопроводов.

13. Назначение и область применения запорной арматуры.

14. План и сжатый профиль трассы магистральных трубопроводов.

15. Классификация нефтебаз.

16. Операции, производимые на нефтебазах.

17. Схемы слива-налива железнодорожных цистерн.

18. Нефтяные гавани, причалы, пирсы. Их назначение и оборудование.

19. Установки налива автомобильных цистерн.

20. Розничный отпуск нефтепродуктов. Автозаправочные станции.

21. Назначение и принцип устройства предохранительных клапанов типа КПГ.

22. Назначение и принцип устройства дыхательных клапанов типа КДС.

23. Подземные хранилища нефти и нефтепродуктов.

24. Способы прокладки технологических трубопроводов НПС и нефтебаз.

25. Назначение и устройство компенсаторов тепловых удлинений.

26. Назначение и классификация баз сжиженного газа.

27. Неравномерности газопотребления и способы компенсации этой неравномерности.

28. Методы хранения природного газа.

29. Оборудование и схема станций подземного хранения газа.

30. Назначение и классификация газораспределительных станций.

31. Основное оборудование газораспределительных станций.

32. Назначение и оборудование газораспределительных пунктов.

33. Состав сооружений головных НПС.

34. Состав сооружений промежуточных НПС.

35. Назначение и типы компрессорных станций.

36. Состав сооружений головных компрессорных станций.

37. Состав сооружений промежуточных компрессорных станций.

38. Здания насосных станций и компрессорных цехов.

39. Роль и значение трубопроводного транспорта в развитии экономики страны.

40. Назначение и устройство сальникового узла. Область применения.

41. Виды трубопроводной арматуры. Область применения.

42. Маркировка запорной арматуры.

43. Назначение и устройство обратных клапанов.

44. Хранилища природного газа.

45. Источники водоснабжения НПС и КС.

46. Схема канализации НПС.

47. Назначение и устройство нефтеловушки.

48. Системы пожаротушения НПС.

49. Устройства замера уровня нефти в резервуарах.

50. Методы увеличения пропускной способности нефтепроводов.

51. Методы учета количества перекачиваемых нефтепродуктов.

52. Методы транспортировки сжиженного газа.

53. Основные компоненты сжиженного газа.

54. Методы получения сжиженного газа.

55. Конструкции теплообменников для охлаждения (подогрева) газа.

56. Схема подготовки газа к транспорту по трубопроводу.

57. Назначение и принцип устройства установок по одоризации газа.

58. Необходимость и методы осушки газа.

59. Система аварийного сброса давления на НПС.

60. Назначение и устройство канализационных колодцев с гидрозатворами.

61. Режимы работы НПС (через резервуар, с подключенным резервуаром). Схемы обвязки.

62. Источники водоснабжения НПС и КС.

65. Назначение и устройство компенсаторов тепловых удлинений.

63. Здания насосных станций и компрессорных цехов.

64. Назначение и устройство канализационных колодцев с гидрозатворами.

65. Назначение и устройство нефтеловушки.

66. Схема подготовки газа к транспорту по трубопроводу.

67. Методы учета количества перекачиваемых нефтепродуктов.

68. Схема канализации НПС.

69. Методы слива сжиженных газов.

70. Методы хранения сжиженных газов.

71. Принцип устройства изотермического резервуара для хранения сжиженных газов.

72. Принцип устройства и назначение регулирующей заслонки.

73. Методы учета нефти.

74. Принцип устройства турбинного счетчика.

75. На какое избыточное давление рассчитываются изотермические резервуары, почему.

76. Методы откачки сжиженных газов из резервуаров.

4. ДОМАШНЯЯ КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА.

4.1 Общие указания.

Контрольная работа является одним из источников проверки знаний студентов — заочни­ков, которые самостоятельно изучают материал.

К выполнению контрольной работы приступают после изучения теоретического материа­ла.

По дисциплине Строительные конструкции предусмотрено выпол­нение одной контрольной работы. Студентам предлагается 4 задачи.

Контрольная работа выполняется в отдельной тетради. На обложке контрольной работы указываются: название дисциплины, фамилия, имя, отчество, шифр и адрес студента и но­мер группы.

Контрольная работа предоставляется в техникум в установленный срок. При выполнении контрольной работы должны быть выполнены следующие требования.

1. Работа выполняется чернилами или пастой. Писать нужно четким почерком, без грамма­тических ошибок. Между строчками должны быть достаточные интервалы, четко выде­лены абзацы, а на страницах оставлены поля шириной 30 миллиметров для замечаний преподавателя.

2. Нужно переписать в тетрадь условие задачи. Решение необходимо сопровождать пояс­нениями, определениями физических величин, понятий, терминов. Если при решении задачи вводятся справочные данные, необходимо обосновывать их выбор: почему вы­брана именно эта величина и ссылка на литературу. При решении задач необходимо сле­дить за единицами измерения величин.

3. Необходимо соблюдать единую терминологию и обозначения в соответствии с дейст­вующими ГОСТами.

4. В конце контрольной работы дается перечень использованной литературы.

5. Для рецензии преподавателя оставляется 2-3 чистых листа.

6. Получив прорецензированную контрольную работу, студент должен исправить все ошибки.

7. Если работа выполнена неудовлетворительно («Не зачтено»), то студент выполняет ее вторично (тот же вариант или новый по указанию преподавателя). Замечания преподава­теля стирать нельзя.

8. Если студент выполнил не свой вариант, то работа возвращается без проверки.

9. Контрольная работа предъявляется при сдаче экзамена.

10. Предусмотрена тридцативариантная система.

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА.

Построить гидравлическую характеристику участка магистрального нефтепровода про­пускной способностью G г млн. т в год нефти плотностью кг/м 3. кинематической вязко­стью сСт. Длина нефтепровода L км, разность нивелирных отметок между конечной и на­чальной точками трассы Z м.

Таблица вариантов для задачи 1.

5 ПЕРЕЧЕНЬ РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ.

5.1 Основная литература.

1 Арзунян АС. Афанасьев А.А. Прохоров А.Д. Сооружение нефтегазохранилищ- М. Не­дра, 1986.

2 Арзунян АС, Громов А.В, Матецкий И.И. Расчёты магистральных нефтегазопроводов и нефтебаз. — М. Недра, 1972.

3 Аствацатуров А.Ц. Бусурин А.А. Устройство, обслуживание и ремонт кустовых баз и газонаполнительных станций сжиженных углеводородных газов. — М. Недра. 1982.

4. Бородавкин П.П. Березин В.Л. Сооружение магистральных трубопроводов. — М. Недра, 1977.

5. Бунчук В А. Транспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа- М. Недра, 1977.

6. Галеев В.Б. Карпачев М.З. Харламенко В И. Магистральные нефтепродуктопроводы. -М. Недра, 1988.

7. Гуревич Д.Ф. Заринский О.Н, Кузьмина Ю.К. Справочник по арматуре для газо- и неф­тепроводов. — Л. Недра, 1988.

8 Гуревич Д.Ф. Шпаков О.Н, Заринский ОН. Защитно-предохранительные устройства нефтегазового оборудования. Справочное пособие. — Л. Недра, 1991.

9. Дятлов В А Обслуживание и эксплуатация линейной части магистральных газопроводов.-М. Недра, 1984.

10. Едигаров СП, Бобровский С А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохрани­лищ. -М: Недра, 1973.

11. Мацкин Л.Н. Черняк И.Л. Илембитов М.С. Эксплуатация нефтебаз — М: Недра, 1975.

12 Новосёлов В.Ф. Гольянов А.И. Муфтахов Е.М. Типовые расчёты при проектировании и эксплуатации газопроводов. — М. Недра, 1982.

13 Положение по технической эксплуатации газораспределительных станций магистраль­ных газопроводов. — М. Недра, 1990.

14 Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. — М Недра, 1989.

15. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов — М. Не­дра, 1978.

16 Правила технической эксплуатации нефтебаз — М.:Недра, 1976.

17 Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту. — М. Не­дра, 1988.

18 Правила технической эксплуатации стационарных, контейнерных и передвижных авто­заправочных станций — М: Недра, 1987.

19 Правила эксплуатации кустовых баз и газонаполнительных станций сжиженных углево­дородных газов. — М. Недра, 1975.

20 Проектирование и эксплуатация нефтебаз / С.Г. Едигаров. В.М. Михайлов, А.Д. Прохо­ров, В.А. Юфин — М: Недра, 1982.

21 Скугорова Л.П Материалы для сооружения газонефтепроводов и хранилищ. -М. Недра,1982.

22. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов Под редакцией Дерцакяна А.К. -Л. Недра, 1977.

23 Технологическое проектирование строительства магистральных трубопроводов. Спра­вочник / В.И. Бармин. Б.Ф. Белецкий. Р.Д. Габелая и др. Под редакцией В И Бармина -М. Недра, 1992.

24 Трубопроводный транспорт нефти и газа / РА. Алиев, В.Д. Белоусов, А.Г. Немудрое и др. -М. Недра, 1988.

25. Трубопроводный транспорт нефти и газа / В.Д. Белоусов, Э.М. Блейхер, А.Г. Немудрое и др. — М: Недра, 1978.

26. Тугунов П.И. Новоселов В Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. — М. Недра, 1981.

27. Эксплуатационнику магистральных газопроводов. Справочное пособие / А.В. Громов, Н.Е. Гузанов, Л.А. Хачикян и др. -М. Недра, 1987.

28. Яковлев Е.И. Газовые сети и газохранилища -М: Недра, 1991.

5.2 Дополнительная литература.

29. Амиян В.А. Васильева Н.П. Добыча газа. — М: Недра, 1974.

30. Бобровский С.А. Яковлев Е.И. Газовые сети и газохранилища. — М: Недра, 1980.

31. Бородавкин П.П. Таран В.Д. Трубопроводы в сложных условиях. — М. Недра, 1968.

32. Боксерман Ю.И. Мкртычан Я.С., Чириков К.Ю. Перевод транспорта на газовое топли­во. -М: Недра, 1988.

33. Галеев В.Б. Карпачев М.З. Харламенко В.И. Магистральные нефтепродуктопроводы -М: Недра, 1976.

34. Грознов Г.А. Вашурин Ю.Б. Строительство нефтебаз и автозаправочных станций. — М. Недра, 1980.

35 Громов ВВ. Козловский В.И. Оператор магистральных газопроводов. — М. Недра, 1981.

36. Губин BE. Слив и налив нефтей и нефтепродуктов. — М: Недра, 1972.

37. Губин BE. Губин В.В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. — М. Не­дра, 1982.

38. Деточенко А.В. Михеев А.Л. Волков ММ. Спутник газовика. — М. Недра, 1978.

39. Ерёменко П.Т. Воробьёв Н.А. Развитие трубопроводного транспорта в СССР и за рубе­жом. -М. Недра, 1989.

40. Левыкин ЕВ. Технологическое проектирование хранения газа в водоносных пластах. -М. Недра, 1973.

41. Коротаев Ю.П. Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. — М. Недра, 1984.

42. Кязимов К.Г. Устройство и обслуживание подземных газопроводов — М. Стройиздат, 1972.

43. Межерицкий Л.М. Оператор нефтебазы. — М. Недра, 1976.

44. Нечаев М.А. Васильев П.Д. Котляр И Я. Тихомиров Е.Н. Справочник работника маги­стрального газопровода. — Л. Недра, 1966.

45. Оленев Н.М. Хранение нефти и нефтепродуктов. — Л. Недра, 1964.

46. Подготовка газа к транспорту / Ю.П. Коротаев, Б.П. Гвоздев, А.И. Гриценко, Л.М. Сар­кисян. — М. Недра, 1973.

47 Роев ГА. Очистные сооружения газонефтеперекачивающих станций и нефтебаз. — М. Недра, 1981.

48. Рыбаков К.В. Митягин В.А. Автомобильные цистерны для нефтепродуктов. — М. Транспорт, 1989.

49. Сборник руководящих указаний по использованию сжиженных углеводородных газов. -М Недра, 1984.

50. Сбор, транспорт и хранение природных углеводородных газов / А.И. Гужов, В.Г. Титов, В.Ф. Медведев, В.А. Васильев. — М. Недра, 1978.

51. Современные конструкции трубопроводной арматуры для нефти и газа. Справочное по­собие/М. Недра, 1976.

52. Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газонефтехранилищ и нефтебаз / Р.А.Алиев, И.В Березина, Л.Г.Телегин и др. — М. Недра, 1987.

53. Сооружение подводных трубопроводов / Б.В. Самойлов, Б.И. Ким, В И. Зоненко, В И. Кленин. — М. Недра, 1995.

54. Справочник работника магистрального газопровода. Под редакцией Бармина С Ф. — М. Недра, 1974.

55. Справочник по транспорту горючих газов. Под редакцией Зарембо К.С. — М. Гостоп-техиздат, 1962.

56. Суворов А.Ф. Лялин К.В. Сооружение крупных резервуаров. — М. Недра, 1979.

57. Таран В Д. Сооружение магистральных трубопроводов. — М. Недра, 1964.

58. Техника и технология транспорта и хранения нефти и газа / Ф.Ф.Абузова, Р.А.Алиев, В.Ф Новоселов и др. — М. Недра, 1992.

59. Транспорт и хранение нефти и газа / П.И.Тугунов, В.Ф.Новосёлов, Ф.Ф.Абузова и др. -М. Недра, 1975.

60. Требин ФА. Макогон Ю.Ф. Басниев КС. Добыча природного газа. — М. Недра, 1976.

61. Фурман И.Я. Подземное хранение газа в единой системе газоснабжения. — М. Недра, 1992.

62. Шаммазов A.M. Коршак А.А. Коробков Г.Е. Сллтанов Н.Ф. Основы трубопроводного транспорта нефти. — Уфа. Реактив, 1996.

63. Ширковский А.И. Задора Г.И. Добыча и подземное хранение газа. — М.:Недра,1974.

64. Шишкин Р.В. Справочник по проектированию нефтебаз. — Л. Недра, 1978.

65 Эксплуатация магистральных нефтепродуктопроводов / В.Б Галеев, В.И.Харламенко, Е.М.Сошенко, Л.А.Мацкин. — М. Недра, 1975.

65. Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов. Справочная книга. — М. Хи­мия, 1976.

5.3 Научно-популярная литература.

1. Журнал «Нефтяник.

2. Журнал «Строительство трубопроводов.

3. Журнал «Нефтяное хозяйство.

4. Журнал «Газовая промышленность.

5. Журнал «Транспорт и хранение нефтепродуктов.

6. Журнал «Техника молодёжи.

7. Серия «Знание», Москва.

8 Экспресс-информация «Транспорт и хранение нефтепродуктов.

5.4 Специальная литература.

1. Государственные стандарты.

2.Строительные нормы и правила.

3.Нормативные показатели расхода материалов.

Методические указания к решению задач домашней контрольной работы.

Методические указания к решению задачи 1.

Гидравлический расчет магистрального нефтепровода.

Целью гидравлического расчета магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) является определение суммарных потерь напора в магистральном нефтепроводе (нефтепродуктопроводе) и полного напора, необходимого для перекачки нефти (нефтепродукта) по магистральному нефтепроводу (нефтепродуктопроводу), т.е. гидравлического сопротивления нефтепровода (нефтепродуктопровода.

1.1 Пропускная способность магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) – это максимальное количество нефти (нефтепродукта), которое может быть перекачано по нефтепроводу (нефтепродуктопроводу) при экономически оптимальном использовании принятых расчетных параметров и установившемся режиме.

Определяется объемная секундная пропускная способность нефтепровода (нефтепродуктопровода), м 3 /с.

где G г – массовая годовая пропускная способность нефтепровода (нефтепродуктопровода), тн/год.

G сут – массовая суточная пропускная способность нефтепровода (нефтепродуктопровода), тн/сут.

G ч – массовая часовая пропускная способность нефтепровода (нефтепродуктопровода), тн/ч.

350 – число суток непрерывной работы нефтепровода (нефтепродуктопровода) в году.

24 – число часов в сутках.

3600 – число секунд в часе.

r – плотность перекачиваемой нефти (нефтепродукта) г/см 3. Выбирается по паспорту на нефть или из справочника.

1.2 Определяется расчетный диаметр нефтепровода (нефтепродуктопровода.

где 4 – коэффициент.

p — число Архимеда, p = 3,14.

v т — теоретически принятая скорость движения нефти (нефтепродукта) по нефтепроводу (нефтепродуктопроводу), м/с. Рекомендуется v т = 1,5 2,5 м/с ([5], стр. 43.

1.3 Выбираются по ГОСТ или ТУ (техническим условиям) наружный диаметр нефтепровода (нефтепродуктопровода) D н (ближайший к расчетному) и толщина стенки нефтепровода (нефтепродуктопровода) d, которая проверяется механическим расчетом (табл 1.

Таблица 1. Перечень технических условий на стальные трубы большого диаметра отечественного производства и их характеристики.

1.4 Определяется внутренний диаметр нефтепровода (нефтепродуктопровода), м.

1.5 Определяется фактическая скорость движения нефти (нефтепродукта), м/с.

1.6 Определяется режим движения нефти (нефтепродукта), который характеризуется величиной числа Рейнольдса.

где n — кинематическая вязкость нефти (нефтепродукта), м 2 /с. Выбирается по паспорту на нефть или из справочника.

Если Re 2300. то режим движения ламинарный.

Если Re 2300. то режим движения турбулентный.

1.7 Определяется зона трения, если режим движения турбулентный.

1.7.1 Определяется первое переходное число Рейнольдса.

где e – абсолютная шероховатость труб, м. Можно принимать абсолютную шероховатость труб «e» равной эквивалентной абсолютной шероховатости труб k э ( [58], стр. 55, табл. 5.5.; [59], стр. 45, табл. 4.4.). Значения абсолютной e и эквивалентной шероховатости внутренней поверхности стальных нефтепроводных труб составляют соответственно (в мм): для новых цельнотянутых труб e =0.05-0.15 и k э =0.02-0.07; для труб находившихсяч в непродолжительной эксплуатации e =0.2-0.3 и k э =0.2-0.5.

Если 2300 Re Re 1пер . то зона гидравлически гладких труб (зона гладкого трения, зона Блазиуса.

1.7.2 Если Re Re 1пер . то определяется второе переходное число Рейнольдса.

Если Re 1пер Re Re 2пер . то зона гидравлически шероховатых труб (смешанного трения.

1.7.3 Если Re Re 2пер . то зона вполне шероховатых труб (квадратичного трения.

1.8 В зависимости от режима движения нефти (нефтепродукта) и зоны трения определяются коэффициенты обобщенной формулы Лейбензона m, A . b (таблица 2) ( [5], стр. 47; [6], стр. 95, табл. 32; [58], стр. 56, табл. 5.6.; [59], стр. 45, табл. 4.5.

Таблица 2. Значения коэффициентов , и т для различных режимов течения жидкости.

1.9 Определяются линейные потери напора (потери напора на трение по длине трубопровода) в магистральном нефтепроводе (нефтепродуктопроводе) по обобщенной формуле академика Л.С. Лейбензона, м.

где L – длина нефтепровода (нефтепродуктопровода), м.

1.10. Определяются местные потери напора (потери напора в местных сопротивлениях) в магистральном нефтепроводе (нефтепродуктопроводе.

Обычно потери напора (м) в местных сопротивлениях в магистральных нефтепроводах (нефтепродуктопроводах) незначительны и их принимают в размере 1 2 % от линейных потерь напора ( a = 1 2% = 0,01 0,02) ([58],стр.59; [59],стр.47.

1.11. Определяется гидравлическое сопротивление нефтепровода.

(нефтепродуктопровода) (полная потеря напора), м.

где h г – геодезическая высота, м. Геодезическая высота равна разности.

нивелирных отметок между конечной и начальной точками трассы.

h и – требуемый избыточный напор в конце магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), м. Для магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) величина избыточного напора часто очень мала по сравнению с другими слагаемыми, тогда ею можно пренебречь, то есть принять h и = 0.

Гидравлическое сопротивление нефтепровода (нфтепродуктопровда) Н о равно полному напору, необходимому для перекачки нефти (нефтепродукта) по магистральному нефтепроводу (нефтепродуктопроводу.

Методические указания к решению задачи 2.

Расчет физико-химических параметров газа.

Все газы подразделяются на два класса: природные и искусственные.

Природные газы подразделяются на три группы.

газы, добываемые из чисто газовых месторождений; они представляют собой газ, содержащий мало тяжелых углеводородов.

газы, добываемые из конденсатных месторождений; они представляют собой смесь газа и конденсата широкой фракции, состоящей из бензина, лигроина, керосина, а иногда и солярового масла.

газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений; это нефтяные газы, представляющие смесь газа с газовым бензином и пропан — бутановой фракцией.

Газ, добываемый из чисто газовых месторождений, состоит в основном из метана, содержание которого составляет 82-98%. Малое содержание тяжелых углеводородов объясняется процессом избирательной миграции углеводородного вещества через пористые породы. За длительный путь миграции в газе остаются только легкие составляющие.

Газ, добываемый из конденсатных месторождений, содержит также значительное количество метана (80-95 %), а нефтяной газ – 30-70.

Природные газы состоят преимущественно из предельных углеводородов (алканов). Но в них часто имеются компоненты (сероводород, диоксид углерода, азот и водяные пары), ухудшающие качество газа.

Искусственные газы получаются из твердых топлив в газогенераторах, тоннельных и прочих печах при высоких температурах, а иногда и при повышенных давлениях.

Газы могут находиться в различном агрегатном состоянии в зависимости от давления и температуры.

Метан, этан и этилен при обычных условиях (293-303 К и атмосферном давлении) являются реальными газами. Пропан, пропилен, бутан и бутилены при обычных условиях находятся в парообразном состоянии, при повышенных давлениях – в жидком состоянии. Эти углеводороды входят в состав так называемых сжиженных нефтяных газов. Углеводороды, начиная с изопентана и выше, при обычных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фракции.

Физико-химические свойства компонентов газовой смеси находятся по справочникам ( [5], стр. 216-218, [41], стр. 7-8, табл. 1.6, стр. 10, табл. 1.8; [46], стр.8-9, табл.3; [12], стр. 7, табл.1; [2],стр.16,табл.1) и приведены в таблице 3.

Таблица 3 – Состав газа, физико-химические свойства компонентов.

1 Расчет физико — химических параметров газа.

1.1 Определяется молекулярная масса газа.

Молекулярная масса газа – это сумма атомных масс атомов, входящих в молекулу газа. Масса газа в килограммах, численно равная его молекулярной массе, называется киломолем.

Молекулярная масса газовой смеси, кг / моль.

где a i — молекулярный состав газовой смеси, доли единицы.

M i — молекулярная масса компонентов, кг / моль.

1.2 Определяется плотность газа.

Плотность газа – это масса газа, содержащаяся в единице объема.

Плотность газовой смеси, кг / м 3.

где r i — плотность компонентов, кг/м 3.

Плотность газа при 0 0 С и известном значении молекулярной массы.

где 22,414 – объем 1 киломоля газа при нормальных условиях, м 3.

Плотность газа при любых абсолютных давлении p и температуре Т.

где Т 0 , p 0 – нормальные температура и давление, К и Па (МПа.

z 0 . z – коэффициенты сжимаемости газа при нормальных условиях и при температуре Т и давлении p.

В общем случае пересчет плотности на любые температуру и давление производится по формуле.

где p 1, p 2 – абсолютные давления газа, Па (МПа.

Относительная плотность газа – это отношение плотности газа к плотности воздуха при одинаковых условиях.

где r в –плотность сухого воздуха, кг/м 3.

1.3 Определяется вязкость газа.

Вязкость – это свойство газа оказывать сопротивление сдвигающим усилиям, возникающим в результате сил трения между слоями движущегося газа.

Динамическая вязкость газовой смеси в приближенных расчетах (а при содержании более 96 % метана в газовой смеси более точно), Па·с.

где m i – динамическая вязкость компонентов, Па·с.

Динамическая вязкость при любой температуре Т определяется по формуле Сёзерленда, Па·с.

где m 0 – динамическая вязкость при 0 0 С, Па·с.

Т – абсолютная температура газа, К.

С – постоянная Сёзерленда ([5], стр. 217.

Динамическую вязкость определяют по эмпирической формуле (обычно при 20 0 С), Па·с.

где Т кр i – критическая температура компонентов, К.

Для кинематической вязкости, 1/(м 2 /с.

Кинематическая вязкость при температурах от –10 до +40 0 С, м 2 /с.

где n 20 и n t – кинематическая вязкость при 20 0 С и 0,1 МПа и при температуре t.

При известной динамической вязкости кинематическая может быть определена из формулы, м 2 /с.

1.4 Определяется газовая постоянная газовой смеси, Дж /кг·град.

где R i – газовая постоянная компонентов, Дж/кг·град.

где R- универсальная газовая постоянная, R = 8314 Дж/кг·град.

1.5 Определяется критическая температура газа.

Критической температурой называют такую температуру, выше которой ни при каком повышении давления нельзя сконденсировать пар (перевести в жидкое состояние.

Критическая температура газовой смеси, К.

где T кр i — критическая температура компонента, К.

1.6 Определяется критическое давление газа.

Критическим давлением называют такое давление, выше которого нельзя испарить жидкость ни при каком повышении температуры.

Критическое давление газовой смеси, Па.

где p кр i -критическое давление компонента, Па (МПа.

2 Определение коэффициента сжимаемости газа.

Сжимаемость газа характеризуется коэффициентом, учитывающим отклонение реальных газов от законов идеального газа.

2.1 Определяется приведенная температура газа.

где T ср – средняя температура газа, К.

2.2 Определяется приведенное давление газа.

где p ср – среднее давление газа, Па (МПа.

2.3 Определяется коэффициент сжимаемости газа z = f ( T пр, p пр ) по номограмме в зависимости от приведенных температуры и давления ([5], стр. 216, рис. 10.1.; [41], стр. 22, рис. 1.2; [59], стр. 107, рис. 43; [58], стр.34,рис.3.3.

Методические указания к решению задачи 3.

Гидравлический расчет магистрального газопровода.

При выполнении гидравлического расчета газопровода определяют падение давления в газопроводе и расстояния между КС при заданных значениях пропускной способности газопровода и других исходных данных. Пропускной способностью газопровода называется максимальное количество газа, которое может быть перекачано за сутки при поддержании в начале участка максимально возможного давления по условиям прочности газопровода и минимально допустимого давления в конце участка, устанавливаемого от его назначения. Например, минимально допустимое давление перед газораспределительной станцией (ГРС) выбирают из условия надежной работы ее оборудования и газового хозяйства потребителей, а перед КС – с учетом характеристики установленных на ней компрессорных машин и обеспечения перекачки ими заданного количества газа при максимальном по условиям прочности газопровода давлении нагнетания.

1. Определяется расчетная суточная пропускная способность газопровода, млн. м 3 / сут.

где Q г – годовой расход газа, т.е. количество газа, поступающего в газопровод в течение года ( при 20°C и 760 мм ртутного столба » 0,1 МПа), млн.м 3 /год.

k и – оценочный коэффициент использования пропускной способности газопровода.

где k 1 – коэффициент повышенного спроса газа, k 1 = 0,95.

k 2 – коэффициент экстремальных температур, k 2 = 0,98.

k 3 – коэффициент надежности, учитывающий отказы линейной части и оборудования КС магистрального газопровода ; k 3 принимают по ОНТП 51-1 – 85 в зависимости от диаметра и длины газопровода и установленного оборудования на КС.

Для сложных газотранспортных систем k и = 0,875 0,92.

2. Задаются диаметром газопровода и толщиной стенки.

трубопровода по таблице 5 и таблице 1.

Таблица 5.Ориентировочные значения диаметра газопровода.

4. Определяется средняя температура газа в газопроводе, °С.

где t гр – температура грунта на глубине залегания газопровода.

t н – начальная температура газа.

е – основание натурального логарифма , е = 2,72.

5. Определяется среднее давление газа в газопроводе, МПа.

где p н — начальное давление в газопроводе.

p к — конечное давление в газопроводе.

6.Определяются приведенные параметры газа: приведенная температура Т пр и приведенное давление р пр.

где Т кр – критическая температура газа, К. Это такая температура, выше которой ни при каком повышении давления нельзя сконденсировать пар (перевести в жидкое состояние.

р кр – критическое давление газа, МПа. Это такое давление, выше которого нельзя испарить жидкость ни при каком повышении температуры, р к р = 4,68 МПа.

7.Определяется число Рейнольдса Re.

где q — суточная пропускная способность газопровода.

D — относительная плотность газа — это отношение плотности газа к плотности воздуха при одинаковых условиях.

m — динамическая (абсолютная) вязкость газа.

d – внутренний диаметр газопровода.

Если Re 2300, то режим движения газа турбулентный.

8.Определяется закон сопротивления (зона трения), для чего находится условная пропускная способность q пер . млн. м 3 / сут.

Так как q q пер . то закон сопротивления (зона трения) переходный.

9. Определяется коэффициент гидравлического сопротивления при трении газа о стенки газопровода.

При переходном законе сопротивления.

где k э – эквивалентная шероховатость стенок труб, мм.

10. Определяется коэффициент гидравлического сопротивления с учетом местных потерь напора, принимаемых в размере 2 – 5 % от линейных потерь напора.

где а – коэффициент, учитывающий местные потери напора в газопроводе. Рекомендуется.

11. Построение графика изменения давления в магистральном газопроводе.

Для решения задач, связанных с распределением компрессорных станций (КС) по трассе магистрального газопровода или устройством ответвлений, необходимо знать характер распределения давления по магистральному газопроводу .При движении газа по магистральному газопроводу давление в нем падает, изменяясь от начального р н в начале магистрального газопровода до конечного давления р к в конце магистрального газопровода. Давление р х в любой произвольной точке газопровода, находящейся на расстоянии х от начала магистрального газопровода, МПа.

Таблица 4 – Расчетные данные для построения гидравлической характеристики магистрального газопровода.

от начала газопровода.

Графически падение давления в газопроводе по длине происходит по параболической кривой. Для ее построения задаются значениями длины участка газопровода х и определяют давление в конце этого участка р х.

Методические указания к решению задачи 4.

Механический расчет магистральных трубопроводов.

Целью механического расчета трубопровода является расчет трубопровода на прочность, т.е. определение (или проверка ранее принятой), толщины стенки труб; напряжений, действующих в трубопроводе; проверка прочности трубопровода с учетом условий эксплуатации.

1. Определение толщины стенки труб.

Магистральные трубопроводы рассчитывают по методу предельных состояний. Под предельным понимается такое состояние конструкции, при котором ее дальнейшая нормальная эксплуатация невозможна.

Различают три предельных состояния.

первое предельное состояние — по несущей способности (прочности и устойчивости конструкций, усталости материала), при достижении которого конструкция теряет способность сопротивляться внешним воздействиям или получает такие остаточные деформации, которые не допускают ее дальнейшую эксплуатацию.

второе предельное состояние — по развитию чрезмерных деформаций от статических и динамических нагрузок, при достижении которого в конструкции, сохраняющей прочность и устойчивость, появляются деформации или колебания, исключающие возможность дальнейшей эксплуатации.

третье предельное состояние — по образованию или раскрытию трещин, при достиже­нии которого трещин в конструкции, сохраняющей прочность и устойчивость, появляются и раскрываются до такой величины, при которой дальнейшая эксплуатация конструкции стано­вится невозможной.

Стальные заглубленные трубопроводы рассчитывают по первому предельному состоя­нию. Предельным состоянием для магистральных трубопроводов является достижение в метал­ле труб напряжений, равных временному сопротивлению (пределу прочности.

Однако постоянная работа металла труб в области напряжений, превышающих предел текучести, также нежелательна, так как при этом происходит наклеп металла, и трубы стано­вятся хрупкими. Поэтому производится проверка на развитие чрезмерных пластических дефор­маций.

1.1 Чтобы не нарушались прочность трубопровода, толщина стенки труб должна удовлетворять неравенству.

где n — коэффициент перегрузки, зависящий от назначения трубопровода и от температуры вспышки перекачивающего продукта. Для нефтепровода при перекачки нефти с температурой вспышки нефти менее 45 0 С, n = 1,15.

р – рабочее избыточное давление в трубопроводе, МПа.

D – наружный диаметр трубопровода, м.

R 1 – расчетное сопротивление металла трубы и сварных соединений, МПа.

где — нормативное сопротивление растяжению материала труб и.

сварных соединений, определяемое из условий работы на разрыв, МПа.

где — предел прочности материала труб, МПа. (таблица 1.

коэффициент однородности при разрыве, зависящей от марки стали. Для низколегированной нормализованной стали в сварных трубах = 0,85.

-коэффициент условий работы материала при разрыве труб =0,8.

коэффициент условий работы отдельных участков трубопровода, зависящий от категории участка трубопровода, марки стали и типа труб. Для участка нефтепровода I категории 0,75.

Полученное значение округляется до ближайшего большего по ГОСТ 10704-70.

1.2. Чтобы не было чрезмерных пластических деформаций, толщина стенки труб должна удовлетворять следующему неравенству, м.

где R 2 н – нормативное сопротивление растяжению, сжатию и изгибу материала труб и сварных соединений, определяемое из условий достижение предела текучести, МПа.

где -предел текучести материала труб, МПа. (таблица 1.

Полученное значение округляется до ближайшего большего по ГОСТ 10704 – 70.

В расчет принимается большее из значений и.

2. Определение напряжения в трубопроводе.

Трубопровод уложенный в грунт, находится под воздействием внешних сил. Эти силы вызывают напряжения в теле трубы и стыковых соединениях.

В результате действия внутреннего давления в теле трубы возникают следующие главные нормальные напряжения: продольное, кольцевое, радиальное.

Рис.2.- Напряжения в теле трубы.

2.1. Определяется радиальное напряжение, обусловленное внутренним давлением, равное ему по величине и противоположное по направлению.

2.2.Определяется по формуле Мариотта кольцевое напряжение, возникающее в трубе под действием внутреннего и внешнего давлений, МПа.

где d – внутренний диаметр труб, м.

2.3. Определяется продольное напряжение, возникающее от внутреннего давления, МПа.

где коэффициент Пуассона. Для стали =0,3.

2.4.Определяется по формуле Гука продольное напряжение, возникающее вследствие изменения температуры трубопровода, МПа.

где — коэффициент линейного расширения металла, град. -1. Для стали =0,000012 град. -1.

Е – модуль упругости стали при растяжении, сжатие и изгибе трубы (Модуль Юнга), МПа.

Т 1 – наименьшая температура грунта на глубине укладки трубы, К.

Т 2 – температура воздуха во время укладки трубопровода в траншею, К.

2.5. Определяются продольные напряжения, появляющиеся в трубе при ее холодном упругом изгибе, который является следствием неровностей рельефа, МПа.

где — радиус изгиба трубы, м. В соответствии со СНиП III – 42.80 радиус изгиба трубы равен не менее 1000 * D у . где D у = условный диаметр трубопровода.

3. Проверка прочности трубопровода при эксплуатации.

При эксплуатации трубопровода совместное действие внутреннего давления и изгибающих усилий может вызвать гораздо большие суммарные напряжения в продольном направлении трубы, чем в момент испытаний. Уязвимым местом трубопровода в этом случае могут оказаться поперечные сварные швы. Прочность поперечных сварных швов в наиболее тяжелый период эксплуатации проверяют из условия, что суммарная продольная нагрузка должна быть меньше расчетного сопротивления трубы R 1 (так называемой несущей способности трубы.

где n р , n t , n ри – коэффициенты перегрузки, которые при учете совместного действия могут быть приняты равными единице.

Если это неравенство соблюдается, значит, прочность трубопровода при эксплуатации обеспечена.

About admin

Читайте так же

Пластиковые окна ламинированные – цветной дизайн остекления

Содержание1 Пластиковые окна ламинированные – выбор цвета и способа2 Заказать ламинированные окна в правильной комплектации3 …

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *