Эксплуатация ДНС с УПСВ Приобского нефтяного месторождения

Дополнительно по площадке наружных аппаратов и емкости конденсата предусматриваются следующие функции АСУ:

- автоматический сброс конденсата по уровню во входном сепараторе СВ1 и концевом сепараторе СК1;

- автоматическое регулирование давления на входе КС путем перепуска газа с выкида на прием;

- дистанционное управление электроприводными задвижками;

- дистанционный контроль уровня и температуры СВ1 и СК1;

- дистанционный контроль давления, температуры и расхода с коррекцией по температуре и давлению на приеме и выходе КС;

- дистанционный контроль расхода газа на линии перепуска с выкида на прием и на факел;

- дистанционный контроль давления, температуры на общем коллекторе из аппаратов воздушного охлаждения АВО1, АВО2, АВО3;

- дистанционный контроль давления на входе КС;

- дистанционный контроль температуры масла в емкостях с сигнализацией низкой температуры;

- дистанционный контроль уровня масла с сигнализацией крайних положений;

- сигнализация верхнего аварийного уровня в СВ1 и СК1;

- сигнализация высокого давления в выходном коллекторе (не принимает транспортная КС) с переключением газа на факел с помощью электроприводных задвижек;

- сигнализация загазованности площадки по месту и в операторной;

- местный контроль давления газа на входе и выходе аппаратов воздушного охлаждения АВО1, АВО2, АВО3.



3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Гидравлический расчет напорного нефтепровода

Таблица 3.1 - Исходные данные для расчета

Объемная производительность	Скорость нефти ср	Плот- ность нефти	Вязкость нефти м2/с,	Температу- ра нефти tн, 0С	Температура фиксации tф, 0С	Марка стали	Кате- гория участк
м	м/с	кг/м3	м2/с	0С	tф, 0С		А
30000	1,5	860	14,00 ?10?6	20	30	09ГСФ	III

Определяем внутренний диаметр нефтепровода по формуле, м

D = 4 Ч--Qсек

p--Чuср

(3.1)

где Qсек - объемная секундная пропускная способность нефтепровода,

м3/с; uср

- средняя скорость перекачки, м/с.

Объемная секундная пропускная способность нефтепровода, м3/с:

Qсек

= G

24 Ч--3600

(3.2)

G - объемная пропускная способность нефтепровода, м3/сут.

Qсек

= 30000 =--0,3472

24 Ч--3600

м3/сек

Тогда внутренний диаметр нефтепровода

Dвн =

4 Ч--0,3472

p--Ч1,67

=--0,514 м

Из технического каталога Выксунского трубного завода выбираем трубу с наружным диаметром 530 мм.

Для дальнейших расчетов необходимо определить давление для напорного нефтепровода с наружным диаметром 530 мм. Поэтому производим гидравлический расчет участка трубопровода.

При расчете нефтепроводов возможно определение полных потерь давления (напора) сразу во всем нефтепроводе. Между давлением и напором в любой точке нефтепровода существует относительно постоянное соотношение:

P =--Hrg (3.3)

Гидравлическим расчетом определяются суммарные потери напора в трубопроводах, в том числе: потери напора на трение, потери напора на местные сопротивления и потери на преодоление разности геодезические отметок конца и начала трубопровода или его участка.

Гидравлические расчеты производятся, исходя из подачи, диаметра и длины расчетного участка трубопровода, физических характеристик перекачиваемой нефти, разности геодезических отметок начала и конца расчетного участка и наличия местных сопротивлений на участке.

Суммарные потери напора на расчетном участке определяются по формуле, м:

H =--hтр +--DZ +--hнаг +--hy +--h, (3.4)

где hтр - потери напора на трение, м; ДZ - алгебраическая разность геодезических отметок конца и начала расчетного участка, м; hнаг - потери напора в трубопроводе данной станции от насоса до выхода из станции, м; hу

- потери напора в узле учета, м; hт - потери напора трубе. Потери напора на трение определяются по формуле, м:

hтр =--i Ч--L (3.5)

где i - гидравлический уклон; L - длина расчетного участка, м;

Гидравлический уклон определяется по уравнению гидравлики:

2

i =--l--Ч--w , (3.6)

d 2g

где л - коэффициент гидравлического сопротивления; d - внутренний диаметр трубопровода, м; w - скорость движения жидкости в трубопроводе, м/сек; g - ускорение силы тяжести (9,81 м/сек2).

Внутренний диаметр определяется по формуле, м:

d =--Dвн ---2 Чd (3.7)

Скорость течения жидкости в трубопроводе по формуле, м/с:

w =--4Q

----------------pd 2

где Q - секундный расход, м3/с; d - внутренний диаметр трубопровода,

м.

Режим движения жидкости по трубопроводу определяется в зависимости от значения параметра Рейнольдса:

Re =--w Ч--d Ч104 , (3.9)

--------------------n

В зависимости от полученного результата и условного диаметра коэффициент гидравлического сопротивления л определяется по формулам, приведенным в табл. 3.2.

Таблица 3.2 - Формулы для расчета коэффициента гидравлического сопротивления в зависимости от значения параметра Рейнольдса и условного диаметра

Условный диаметр в мм	По формуле ,31644 Re при Re до	По формуле 1,7 0,0124 Re при Re выше
530	100000	100000

Расчет нефтепровода ДНС - точка врезки Приобского месторождения. Общая протяженность участка составляет 17840 метров. Абсолютная отметка начала трассы Zн=36,89 м, конечного пункта Zк=80,09 м.

Формула примет вид:

H =--hтр +--DZ +--hнаг +--hy +--h , м (3.10)

На участке ДНС - точка врезки Приобского месторождения Дн=530 толщина стенки принята д=8мм, длина участка L=17840м

По формуле (3.7) внутренний диаметр равен:

d1 =--0,53 ---2 Ч--0,008 =--0,514 м;

Исходя из формулы (3.8) скорость течения нефти, м/с:

w =------4 Ч--0,3472 --=--1,67

------------------------------------------------3,14 Ч--0,5142

Параметр Рейнольдса на участке согласно (3.9):



Re =--1,67 Ч--0,514 =--58743

14 Ч10-6

Согласно таблице 3.2 при Re < 100000 для Ду=530 мм коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле:

l--=--0,3164 =----0,3164 =--0,02032

4 Re 4 58743

Гидравлический уклон согласно (3.6):

0,02032 1,67 2

i = Ч = 0,0056 0,514 2 Ч--9,81

Потери на участке согласно (3.5):

hтр =--0,0056 Ч17840 =--99.9 м

Остальные составляющие формулы (3.10) имеют следующие значения: разность геодезических отметок ДZ=Zк-Zн=80,09-36,89=43,2 м; потери напора в трубопроводе ДНС от насоса до выхода из станции hнаг=10 м.; hт=10 м потери напора в трубе; потери напора в узле учета, hу=20 м.

Согласно (3.10) суммарные потери на трение в трубопроводе ДНС - точка врезки Приобского месторождения, м:

H=99,9+43,2+10+10+20=183 м

Согласно (3.3) найдем давление в трубопроводе, Па:

P =183*860 * 9,81 =1543897.8

P = 1,54 МПа

Для того чтобы обеспечить запас надежности трубопровода при повышении его производительности, рассчитаем основные параметры линейной части при рабочем давлении равном 4,0 МПа.

Уточним значение толщины стенки трубопровода.



Таблица 3.3 - Результаты гидравлического расчета напорного нефтепровода

Параметр	Единица	Расчетное
	измерения	значение
Объемная секундная пропускная	м3/с	0,3472
способность нефтепровода
Диаметр нефтепровода	м	0,530
Внутренний диаметр трубопровода	м	0,514
Скорость течения нефти по	м/с	1,67
Трубопроводу
Значение числа Рейнольдса	-	58743
Граничные значения числа Рейнольдса	-	70000
-	3500000
Режим течения	-	Турбулент. (зона Блазеуса)
Коэффициент гидравлического	-	0,0203
Сопротивления
Гидравлический уклон	-	0,0056
Потери напора на трение	м	99,9
Полные потери напора	м	183
Полные потери давления в нефтепроводе	МПа	1,54

3.2 Построение совмещённой Q-H характеристики насосов ДНС и напорного нефтепровода

Строим совместный график работы и определяем графически рабочую точку системы. Для построения графика насосов находят для нескольких значений Q соответствующие им значения H. После этого аналитически определяют значения потери напора для произвольно задаваемых производительностей нефтепровода (берут 3 - 4 точки) по формуле:

H =--1,01Ч--b--Ч--Q Чn--t Ч--L +--Dz +--H

2-m m

5-m k

D

Затем строят график нефтепровода и определяют координаты рабочей точки Qраб и Нраб

Характеристика насосов

1) Q = 1200 м3/ч, H = 300 м;

2) Q = 1000 м3/ч, H = 320 м;

3) Q = 1400 м3/ч, H = 280 м;

Характеристика трубопровода:

m = 0,25; 0,0246

1) Q = 1200 м3/ч,

0, 0246 Ч--0, 33832-0,25 Ч--(14 Ч10-6 )0,25

H =--1, 01Ч Ч17840 +--5 +--256 =--300 м

0, 7045-0,25

2) Q = 1000 м3/ч,

0, 0246 Ч--0, 27782-0,25 Ч--(14 Ч10-6 )0,25

H =--1, 01Ч Ч17840 +--5 +--256 =--288, 5 м 0, 7045-0,25

3) Q = 1400 м3/ч,

0, 0246 Ч--0, 38892-0,25 Ч--(14 Ч10-6 )0,25

H =--1, 01Ч Ч17840 +--5 +--256 =--310, 5 м 0, 7045-0,25

Строим совмещенную Q-Н характеристику рис. 3.1.



Производительность, м3/ч

Рисунок 3.1 - Q - H характеристика насосной станции и напорного нефтепровода Приобского месторождения.

3.3 Механический расчет напорного нефтепровода

Расчетную толщину стенки трубопровода d, мм, следует определять по формуле:

d--= n Ч--p Ч--Dн . (3.11)

2(R1 +--np)

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия:



d--= n Ч--p Ч--Dн , (3.12)

2(R1y1 +--np)

где n - коэффициент надежности по нагрузке, который равен внутреннему рабочему давлению в трубопроводе; p - рабочее давление, МПа; Dн - наружный диаметр трубы, мм; R1 - расчетное сопротивление растяжению металла труб, МПа; 1 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб.

Rнm

R 1

1 =--k k (3.13)

1 н

где Rн - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб, принимается равным минимальному значению временного сопротивления (предела прочности), МПа; m - коэффициент условий работы трубопровода; k1, kн - коэффициенты надежности, соответственно, по материалу и по назначению трубопровода. пр.N - продольное осевое сжимающее напряжение, МПа.

s =---a--Ч--E Ч--Dt +--m--n Ч--p Ч--Dвн

пр.N 2d

где, a, E, m - физические характеристики стали; a--- коэффициент линейного расширения, 1/ 0С; Е - модуль упругости, МПа; m--- коэффициент поперечной деформации в упругой стадии работы металла.

Dt - температурный перепад, 0С, Dt = tэ - tф ; Dвн - диаметр внутренний, мм, Dвн = Dн Dн ---2d--.

Расчет толщины стенки напорного нефтепровода ДНС - точка врезки Приобского месторождения. Нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб Rн (для стали 09ГСФ) равно 510 МПа; коэффициент условий работы трубопровода m=0,75; коэффициент надежности по назначению трубопровода kн=1; коэффициент надежности по материалу трубы k1=1,55, тогда расчетное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб:

Rн m 510 Ч--0,75

R = 1 = =--247

1 k k 1,55 Ч1 МПа

1 н

Коэффициент надежности по нагрузке находим по внутреннему рабочему давлению в трубопроводе. n=1,2.

Расчетная толщина стенки трубопровода, мм:

d--= n Ч--p Ч--Dн =------1,2 Ч 4,0 Ч--530 =--5.0516 2(R1 +--np) 2(247 + 1,2 Ч--4,0)

a--=--1,2 Ч10-5 , Е =--2,06 Ч105 , m--=--0,3;

0

Dt =--tн ---tф =--20 ---(-30) =--50 С .

Продольное осевое сжимающее напряжение, МПа:

s =---a--Ч--E ЧDt +--m--n Ч--p Ч--Dвн =---1,2 Ч10-5 Ч--2,06 Ч105 Ч50 +--0,3Ч1,2 Ч--4 Ч514 =---50.34

пр.N 2d 2 Ч5.0516

Знак «минус» последнего результата указывает на наличие продольных осевых сжимающих напряжений, поэтому необходимо определить значение коэффициента = 1 , учитывающего двухосевое напряженное состояние металла труб.

Толщина стенки с учетом продольных осевых сжимающих напряжений, мм:

d--= n Ч--p Ч--Dн = 1,2 Ч--4 Ч--530=--5.6 2(R1y1 +--np) 2(247 Ч--0,8979 +--1,2 Ч--4)

С учетом допуска на коррозию принимаем толщину стенки равной 8 мм.

Таблица 3.4 - Расчет толщины стенки трубопровода

Параметр	Единица	Расчетное
	измерения	значение
Расчетная толщина стенки трубопровода	мм	5,05
При наличии продольных осевых		5,16
сжимающих напряжений толщину стенки	мм
следует определять из условия
Коэффициент, учитывающий двухосное	-	0,8979
напряженное состояние труб
Расчетное сопротивление растяжению	МПа	247
металла труб
Продольное осевое сжимающее напряжение	МПа	-50,34
Округленное по сортаменту значение	мм	8
толщины стенки нефтепровода

3.4 Проверочный расчет трубопровода на прочность и недопустимость пластических деформаций

Проверку на прочность следует производить из условия:

s--пр.N Јy--2 R1 ,



где пр.N - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа, определяемое по формуле (3.15); ??2 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (s--пр.N < 0) кц - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле:

-- =--npDвн

кц 2d (3.18)

При выполнении условия (3.16) проверка на прочность выполняется.

При невыполнении указанного условия при проектировании необходимо:

а) выбрать другую марку стали с лучшими механическими характеристиками (пределом прочности);

б) увеличить толщину стенки трубы. При эксплуатации необходимо:

а) снизить давление

б) провести реконструкцию участка трубопровода.

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов проверку необходимо производить по условиям:

н m н

а) s--пр Јy--3 0,9k R2 ; (3.19)

н

н m н

б) s--кц Ј--0,9k R2 .

н

где Rн =--s (предел текучести стали), МПа; s--н - максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий в МПа, определяемые по формуле:

s--н =--ms--н ---a--Ч--E Ч--Dt ±--EDн

пр кц 2R , (3.20)

где R - минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода, н

R = 1000D , м; s--кц - кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, МПа, определяемые по формуле:

----н =--pDвн

кц 2d , (3.21)

y--33 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб. При растягивающих продольных напряжениях (( s--пр і--0 ),y--3 принимается равным единице; при сжимающих (( s--пр Ј--0)

При выполнении условий (3.19) проверка на недопустимость пластических деформаций выполняется.

При невыполнении указанных условий при проектировании необходимо:

а) выбрать другую марку стали с лучшими механическими характеристиками (предел текучести);

б) увеличить толщину стенки;

в) увеличить радиус упругого изгиба трубы. При эксплуатации необходимо:

а) снизить давление

б) провести реконструкцию участка трубопровода.

Проверка на прочность напорного нефтепровода ДНС - точка врезки Приобского месторождения. Определим внутренний диаметр трубопровода, исходя из принятой толщины стенки, мм:

Dвн =--Dн ---2d--=--530 ---2 Ч--8 =--514

Продольное осевое сжимающее напряжение, МПа:

s =---a--Ч--E ЧDt +--m--n Ч--p Ч--Dвн =---1,2 Ч10-5 Ч--2,06 Ч105 Ч50 +--0,3Ч1,2 Ч--4 Ч514 =---77.34

пр.N 2d 2 Ч8

Кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа:

s =--npDвн =--1,2 Ч--4 Ч--514 =--154 .

кц 2d 2 Ч--8

Так как s--пр.N <0, то

ж--s ц2 s ж--154 ц2

y = 1 ---0,75з кц ч ---0,5 кц = 1 ---0,75з ч ---0,5 154 =--0,53

з----R1 ч R1 з--247 ч 247

2

и ш и ш

Тогда:

y--2 R1 =--0,53Ч--247 =--130.91

- 77.34 < 130.91=> проверка на прочность выполняется.

Проверка на недопустимость пластических деформаций напорного нефтепровода ДНС - точка врезки Приобского месторождения. Кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, МПа:

s--н =--pDвн =--4 Ч--514 =--129

кц 2d 2 Ч--8

Максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, МПа

ED 2,06 Ч105 Ч530

1) s--н =--ms--н -a--Ч--E ЧDt + н =--0,3Ч129 -123,6 + =--18.1

пр кц 2R 2 Ч1000 Ч530

ED 2,06 Ч105 Ч530

2) s--н =--ms--н -a--Ч--E ЧDt + н =--0,3Ч129 -123,6 - =---187.9

пр кц 2R 2 Ч1000 Ч530

Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние материала трубы:

Предел текучести стали марки 09ГСФ Rн2=350 МПа, тогда

1) т.к. s--пр >0, то y--3 =--1 .

y m Rн =--1 0,75 350 =--292 МПа,

3 0,9k 2 0,9 Ч1

н

н

2) при s--пр <0, y--3 =--0,7026 .

y m Rн =--0,7026 0,75 350 =--205 МПа,

3 0,9k 2 0,9 Ч1

н

а) 1) 18.1 <292

2) -187.9 <205

б) 129 < 205

Оба условия недопустимости пластических деформаций выполняются.

Таблица 3.5 - Результаты расчета нефтепровода на прочность и недопустимость пластических деформаций

Параметр	Единица	Значение
	Измерения
Проверка на прочность
Внутренний диаметр трубопровода	м	0,514
Продольное осевое напряжение от	МПа	-77,34
расчетных нагрузок и воздействий
Кольцевые напряжения от расчётного	МПа	154
внутреннего давления
Расчетное сопротивление растяжению	МПа	247
(сжатию) металла труб
Коэффициент, учитывающий двухосное	-	0,53
напряженное состояние металла труб
Проверка условия	-	??77,34 < 130,91
Проверка на недопустимость пластических деформаций
Кольцевые напряжения от	МПа	129
нормативного (рабочего) давления
Максимальные суммарные продольные	МПа	-187,9
напряжения в трубопроводе от
нормативных нагрузок и воздействий
Коэффициент, учитывающий двухосное	-	0,702
напряженное состояние металла труб
Проверка на недопустимость	-	?187.9 <205
пластических деформаций		вып-ся
Проверка на недопустимость	-	129 < 205
пластических деформаций		вып-ся

3.5 Балластировка трубопровода в обводненной местности

Определение шага расстановки пригрузов при укладке трубопровода в обводненной местности. Плавучесть трубы рассчитывается по формуле:

Б =--К Ч--(k Ч--q +--q ---q ---q ); (3.23)

м нв вс изг тр пр

где qпр - нагрузка от продукта в трубе, Н/м;

pD2 g

q =--n Ч--r вн

пр t 4 , (3.24)

где t - плотность нефти, кг/м3, g - ускорение свободного падения, n - коэффициент надежности по нагрузке от веса продукта n = 0,95; Км - коэффициент, зависящий от вида пригрузки, Км=1,05 (для железобетонных пригрузов) ; Кнв - коэффициент надежности устойчивости трубопровода против всплытия, Кнв=1,05 (для болот); qвс - выталкивающая сила воды, действующая на трубопровод, Н/м.

pD2

q =--g н

вс в 4 , (3.25)

qтр - собственный вес трубы, Н/м.

p--(D2 ---D2 )

q =--ng н вн

тр cт 4 , (3.26)

g--в - объемный вес воды с учетом взвешенных частиц, Н/м ,

g--в =--1050 Ч--9,8 Н/м ; g - плотность стали, g = 78500 Н/м ; q -

3 3

ст ст изг

дополнительная пригрузка необходимая для изгиба трубопровода по профилю дна траншеи Н/м.

q = 8 Ч--EJ (для выпуклых участков) (3.27)

изг 32b--2 R3

q = 9 Ч--EJ (для вогнутых участков) (3.28)

изг 32b--2 R3

Е - модуль упругости, Е =2,06 * 105 * 106 Па; b--- угол поворота трассы.



b Ч--p

b =------град

рад 180 ,

R - радиус упругого изгиба, м. R = 1000Dн ; J - осевой момент инерции поперечного сечения трубы, м4.

p--Ч--(D4 ---D4 )

J = н вн .

64

Шаг расстановки пригрузов определяется по формуле:

Б

l пр

пр = , (3.27)

Б

где Бпр - вес пригруза в воде, Н.

Бпр =--Qпр ---g--в ЧVпр , , (3.28)

Qпр - вес пригруза в воздухе, Н; Qпр=mg, где m - масса пригруза, Vпр - объем пригруза, м3.

Для железобетонных пригрузов объем рассчитывается по формуле

Vпр

=--ка Ч--b ---(a ---2b)Ч--h ---p

л

-- R2

2

щ

ъ--Ч--c

ы

, (3.29)

Размеры пригрузов даны в табл. 3.6.

Таблица 3.6 - Железобетонные седловидные грузы для балластировки трубопроводов

Наружный диаметр трубопровода, мм	Масса груза, кг	Размеры, мм
		а	b	c	d	R	Д	h
325	300	840	590	400	200	220	40	170
426	500	1080	760	400	260	280	40	220
529	1500	1320	900	800	330	330	40	240
720	3000	1540	1120	1200	340	430	40	340
820	3000	1640	1210	1100	346	480	40	390
1020	3000	1840	1430	900	340	580	40	500
1220	4000	2000	1600	1050	320	580	50	500
1420	4000	2100	1750	1110	250	800	90	620

Определение шага расстановки пригрузов при укладке напорного нефтепровода ДНС - точка врезки Приобского месторождения через болото. Необходимую дополнительную пригрузку на 1 метр трубы Б определяем по формуле (3.23).

Выталкивающая сила воды, действующая на трубопровод:

qвс

=--g--в

pD2

4

=--1050 Ч--9,8 3,14 Ч--0,53

4

=--2581.81

Н/м.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Расчет проводим с учетом опорожнения трубопровода, вес продукта qпр = 0;

Км = 1,05 (для железобетонных пригрузов), Кнв = 1,05.

Собственный вес трубы, Н/м:

p--(D2 ---D2 ) 3,14 Ч--(0,5302 ---0,5142 )

q =--ng н вн =--1,0 Ч--78500 =--11389.9565

тр cт 4

Угол поворота трассы b=250 ,

b Ч--p 25 Ч--3,14

b = град = =--0,4361 рад

рад 180 180

Осевой момент инерции поперечного сечения трубы, м4:

p--Ч--(D4 ---D4 ) 3,14 Ч--(0,5304 ---0,5144 )

J = н вн = =--0,0005

64 64

Дополнительная пригрузка, необходимая для изгиба трубопровода по профилю дна траншеи для выпуклых участков, Н/м:

8 Ч--EJ 8 Ч--2,06 Ч105 Ч106 Ч--0,0005

qизг = = =--0.9094

32b--2 R3 32 Ч--0,43612 Ч--(1000 Ч--0,530)3

Дополнительная пригрузка, необходимая для изгиба трубопровода по профилю дна траншеи для вогнутых участков, Н/м:

8 Ч--EJ 9 Ч--2,06 Ч105 Ч106 Ч--0,0005

qизг = = =--1,0231

32b--2 R3 32 Ч--0,43612 Ч--(1000 Ч--0,530)3

Определяем плавучесть трубы для выпуклых участков, Н/м:

Б =--1,05 Ч--(1,05 Ч--2581.81+--0.9094 -1138.9565 ---0)=--1650.6030

Определяем плавучесть трубы для вогнутых участков, Н/м:

Б =--1,05 Ч--(1,05 Ч--2581.81+1,0231-1138.9565 ---0)=--1651.6155 .

Если Б > 0, то у трубопровода положительная плавучесть и его необходимо пригружать.

Для трубы диаметром 530 мм размеры железобетонного пригруза (табл. 3.6): а = 1320 мм; b = 900 мм; с = 800 мм; d = 330 мм; R = 330 мм; h = 240 мм. Определяем объем пригруза, м3 :

3,14 Ч--0,332 щ

Vпр =--к1,32 Ч--0,9 ---(1,32 ---2 Ч--0,33)Ч--0,24 - ъ--Ч--0,8 =--0,8928

л 2 ы

Вес груза в воздухе, Н:

Qпр =--mгр Ч--g =--1500 Ч--9,8 =--14700

где масса груза mгр = 1500 кг (табл. 3.6) Тогда вес пригруза в воде, Н:

Бпр =--Qпр ---g--в ЧVпр =--14700 -1050 Ч--9,8 Ч--0,8928 =--5065.7952 .

Шаг расстановки пригрузов для выпуклых участков трубопровода, м:

Б 5065.7952

l = пр = =--3.069

пр Б 1650,6030

Шаг расстановки пригрузов для вогнутых участков трубопровода, м:



Б 5065.7952

l = пр = =--3,0671

пр Б 1651,6155

Таким образом, для обеспечения продольной устойчивости трубопровода на обводненном участке трассы необходимая величина шага железобетонных пригрузов составляет lпр = 3,0 м .

Таблица 3.7 - Результаты расчета трубопровода на устойчивость в обводненной и болотистой местности

Параметр	Единица	Значение
		измерения
Нагрузка от веса продукта в трубе	Н/м	прин-м 0
Выталкивающая сила воды, действующая на	Н/м	2581,81
Трубопровод
Собственный вес трубы	Н/м	11389,9
Угол поворота трассы	град.	0,4361
Осевой момент инерции поперечного сечения	м4	0,0005
Трубы
Дополнительная пригрузка на 1 метр трубы,	Н/м	0,9094
необходимая для изгиба трубопровода по
профилю дна траншеи для выпуклых участков
Дополнительная пригрузка, необходимая для изгиба трубопровода по профилю дна траншеи для вогнутых участков	Н/м	1,023
Плавучесть трубы для выпуклых участков	Н/м	1650,6
Плавучесть трубы для вогнутых участков	Н/м	1651,6
Вес пригруза в воде	Н	5065,8
Вес пригруза в воздухе	Н	14700
Для железобетонных пригрузов объем пригруза	м3	0,892
Шаг расстановки пригрузов	м	3,069



4. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

4.1 Основные требования безопасного ведения технологического процесса на ДНС с УПСВ

На ДНС с УПСВ должен быть составлен план ликвидации возможных аварий (ПЛВА), утверждённый главным инженером предприятия и согласованный с местными органами Госпожнадзора.

Планы ликвидации аварий вместе с необходимыми приложениями к ним должны находиться на рабочих местах, обслуживающий персонал должен быть ознакомлен с ними под расписку. Знание плана ликвидации аварий проверяется во время учебных и тренировочных занятий с персоналом ДНС с УПСВ, проводимых по графику, утверждённому главным инженером предприятия.

Все установки, мастерские, лаборатории и другие объекты должны иметь инструкции по технике безопасности по профессиям и видам работ. Инструкции по технике безопасности должны находиться в производственных помещениях. Инструкции, разработанные на предприятии, подлежат пересмотру:

не реже 1 раза в 3 года;

при изменении технологического процесса и условий работы;

- при авариях, взрывах и несчастных случаях с тяжёлым исходом, произошедших на рабочих местах, на которые распространяются эти инструкции;

- при изменении руководящих документов, положенных в основу инструкции.

К обслуживанию установки должны допускаться работники соответствующей квалификации (имеющие удостоверение, выданное организацией, проводившей обучение по программе, утверждённой в установленном порядке), не имеющих медицинских противопоказаний к указанной работе и не моложе 18 лет. Работники должны быть ознакомлены с технологической схемой установки, технологическим регламентом, планом ликвидации аварий.

В процессе эксплуатации следует осуществлять систематический контроль за осадкой фундаментов емкостей, насосов, трубопроводов, факела, основания резервуара. Контролировать состояние оборудования и обвалования резервуара.

Профилактический осмотр оборудования установки должен производиться по графику, утвержденному главным инженером предприятия.

Эксплуатацию сепарационного оборудования следует осуществлять по «Правилам устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» (ПБ 03-576-03).

Запрещается эксплуатация аппаратов, ёмкостей и оборудования при неисправных предохранительных клапанах, отключающих и регулирующих устройствах, при отсутствии или неисправности контрольно-измерительных приборов и средств автоматики.

Исправность предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на аппаратах и трубопроводах, подлежит периодической проверке в соответствии с утверждённым графиком.

Запрещается установка и пользование контрольно-измерительными приборами:

- не имеющими клейма или с просроченным клеймом;

- отработавшими установленный срок эксплуатации;

- повреждёнными и нуждающимися в ремонте и во внеочередной поверке. К работе по монтажу, проверке, настройке и обслуживанию первичных измерительных приборов должны допускаться лица, имеющие допуск не ниже 3 квалификационной группы по электробезопасности согласно "Правилам технической эксплуатации электроустановок потребителей».

Обслуживающий персонал должен постоянно контролировать уровень жидкости и давление в емкостях по приборам, а также производить каждые 2 часа обход и осмотр установки.

Необходимо постоянно контролировать дозировку химических реагентов.

Средства аварийной сигнализации и контроля состояния воздушной среды должны находиться в исправном состоянии, а их работоспособность проверяться не реже 1 раза в месяц.

В операторной должен быть вахтенный журнал, куда записываются все неисправности, замеченные дежурным, а также основные параметры работы технологической установки. Также должен быть журнал ежемесячного осмотра оборудования.

При приеме дежурства необходимо ознакомиться с записями в вахтенном журнале, осмотреть установку и убедиться в исправности технологического оборудования

Резервуары надо заполнять и опорожнять с производительностью, не превышающей пропускной способности дыхательных клапанов.

При неисправных дыхательных клапанах заполнять и опорожнять резервуары не разрешается.

Рабочие места, объекты, подходы к ним, проходы и переходы в тёмное время суток должны быть освещены. Искусственное освещение должно быть выполнено в соответствии с установленными нормативами и обеспечивать установленный санитарными нормами уровень освещения (см. табл. 4.1).



Таблица 4.1 - Нормативная освещённость рабочих поверхностей

Освещаемые объекты	Освещённость рабочих поверхностей или минимальная освещённость в горизонтальной плоскости, лк
Кабинеты и рабочие комнаты	300
Химическая лаборатория	500
Операторная	200
Технологические площадки	20
Пожарные проезды, дороги	0,5
Пешеходные дорожки	0,5
Ступени и площадки лестниц и переходных мостиков	3
Площадки перед зданиями, подъезды и
проходы к зданиям, стоянки транспорта	2
Места расположения маркировочных щитков, надписей, предупреждающих знаков и знаков безопасности
- при использовании люминесцентных	- 150
ламп	50
- при использовании ламп накаливания	-
Фотолюминесцентные знаки безопасности	25

Крышки колодцев задвижек должны быть закрыты и засыпаны слоем песка не менее 10 см, колодцы должны быть сухими и доступны для безопасной эксплуатации в любое время суток.

Вентиляторы и вытяжные устройства должны быть в исправности, кнопки включения вентиляторов должны быть расположены у входов снаружи здания.

Должны быть надежными связь и аварийная сигнализация.

Подъезды к ДНС с УПСВ должны быть исправными в любое время года. Все электрооборудование в пределах взрывоопасной зоны должно быть взрывозащищенным в соответствии с категорией и группой взрывоопасной смеси.

Все токоведущие части электрооборудования должны быть заземлены.

Оборудование, ёмкости, коммуникации, в которых возникают заряды статического электричества, должны быть заземлены.

Все промышленные сооружения в целях защиты от прямых ударов, вторичных воздействий молнии и проявления статического электричества заземляются.

Запрещается последовательное соединение заземляющим проводником нескольких аппаратов или резервуаров.

Лица, обслуживающие электрооборудование и электроинструмент, должны пройти специнструктаж и иметь не ниже 1 квалификационной группы по ПУЭ.

Объекты ДНС с УПСВ должны быть оснащены средствами пожаротушения по перечню, согласованному с местными органами пожарного надзора, укомплектована аварийным запасом средств индивидуальной защиты, спецодеждой и предохранительными приспособлениями в соответствии с действующими "Типовыми отраслевыми нормами бесплатной выдачи спецодежды, спецобуви и предохранительных приспособлений рабочим и служащим предприятий нефтяной и газовой промышленности".

На каждом газоопасном объекте должен быть аварийный запас противогазов соответствующих марок. Количество противогазов (разных размеров) должно быть не менее наибольшего количества работающих в смену, резервных шланговых - не менее двух.

Фильтрующие противогазы допускается применять, если содержание кислорода в воздухе не ниже 16% об., а фильтры противогазов гарантируют поглощение паров и газов, концентрация которых не превышает 0,5% об. (коробки А, БКФ). Работа в плохо проветриваемых газоопасных местах должна производиться с применением шланговых противогазов.

Универсальными защитными свойствами обладают изолирующие противогазы и респираторы. Противогазы и респираторы, имеющие баллоны со сжатым кислородом, используются при тушении пожаров и проведении аварийно-спасательных работ (противогаз КИП-8, респиратор Урал-7, Урал- 10, Р-30М).

Противогазы и другие газозащитные средства (респираторы, аппараты дыхательные) следует проверять не реже 1 раза в 3 месяца.

Технологические трубопроводы окрашиваются в соответствии с требованиями ГОСТ 14202-69 «Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки (см. табл. 4.2).

Таблица 4.2 - Опознавательная окраска технологических трубопроводов

Транспортируемое	Цвета опознавательной
вещество	окраски
Вода	Зелёный
Пар	Красный
Воздух	Синий
Газы горючие
Газы негорючие	Жёлтый
Жидкости горючие
Жидкости негорючие	Коричневый
Прочие вещества	Серый

Примечание: Противопожарные трубопроводы, независимо от их содержимого (вода, пена, пар для тушения пожара и др.), спринклерные и дренчерные системы на участках запорно-регулирующей арматуры и в местах присоединения шлангов и др. устройств для тушения пожара должны окрашиваться в красный цвет (сигнальный).

Опознавательную окраску по всей поверхности трубопроводов рекомендуется применять при небольшой длине и относительно небольшом числе коммуникаций. В цехах с большим числом и большой протяженностью коммуникаций рекомендуется окраску трубопроводов выполнять участками.

При нанесении опознавательной окраски участками на трубопроводы, находящиеся внутри производственных помещений, остальную поверхность трубы рекомендуется окрашивать в цвет стен, потолков и прочих элементов интерьера (если данный цвет не применяется для обозначения других веществ).

При нанесении опознавательной окраски участками на трубопроводы, находящиеся вне зданий, остальную поверхность коммуникаций рекомендуется окрашивать в цвета, способствующие уменьшению теплового воздействия солнечной радиации на трубопроводы.

4.2 Охрана окружающей среды

Влияние на литосферу. Отходы - непригодные для производства виды сырья, его неупотребимые остатки, которые не подвергаются утилизации в технологическом процессе, а также в результате определенного срока службы полностью или частично утратили свои потребительские качества и их дальнейшее применение уже не эффективно. Образование, сбор, накопление, хранение и первичная переработка отходов являются неотъемлемой составной частью технологических процессов, в ходе которых они образуются.

Учету подлежат все виды отходов.

К опасным относятся отходы, обладающие хотя бы одним из опасных свойств:

- радиоактивность;

- инфекционность;

- взрывоопасность;

- огнеопасность;

- окислительная способность;

- коррозионность;

- экотоксичность;

- токсичность.

При эксплуатации ДНС с УПСВ образуются следующие виды опасных отходов:

- тара и упаковка стальные с остатками содержимого (тара от реагентов (бочки));

- нефтешлам очистки резервуаров и емкостей с нефтепродуктами;

- прочие шламы, содержащие нефть и нефтепродукты;

- ткань и ветошь обтирочные, загрязненные.

При эксплуатации технологического оборудования на площадках основным видом отходов будут являться различные шламы, содержащие нефть и нефтепродукты, а также грязепарафиновые отложения (парафин нефтяной, неочищенный). В их состав входят в различных пропорциях вода, углеводороды, твердые вещества, песок и эмульсии, скопившиеся на дне резервуаров для нефти и топлива, любых других емкостей для хранения, сосудов и сепараторов, а также амбаров для хранения жидкостей, сбрасываемых в аварийных ситуациях.

Контролю должны подвергаться все места временного хранения отходов, образующихся на предприятии, и отходов потребления, с учётом их физико-химических свойств.

Малотоксичные отходы, не обладающие высокой реактивной способностью, которые хранятся на территории предприятия при соблюдении санитарных норм и правил и своевременно вывозятся либо утилизируются, не включаются в план-график контроля. По отношению к этим отходам должен проводиться визуальный контроль за соблюдением правил хранения и своевременным вывозом, который осуществляется в соответствии с инструкцией «Порядок сбора, хранения и транспортировки отходов», разработанной на предприятии. Визуальный контроль проводится также госинспекторами местного комитета по охране окружающей среды и представителями Центра санэпиднадзора.

Анализ почвы необходимо проводить в местах временного хранения отходов или в целом по предприятию один раз в три года.

Влияние на гидросферу. В процессе производственной деятельности на площадках ДНС с УПСВ образуются производственно-дождевые стоки и пластовая вода. В связи с высокой минерализацией и загрязненностью нефтью пластовых и производственных сточных вод и невозможностью сброса их в поверхностные водоемы без очистки, а также их схожестью по своим «вымывающим» свойствам с сеноманскими водами все сточные воды используются в системе поддержания пластового давления.

Влияние на атмосферу. При эксплуатации оборудования в атмосферу выделяются постоянные выбросы, а также аварийные сбросы при выходе из строя оборудования и трубопроводов. Выбросы загрязняющих веществ, при рабочем режиме эксплуатации оборудования будут постоянные и залповые (при продувке газопровода).

Загрязнение воздушного бассейна происходит в результате поступления в него:

- продуктов сгорания попутного газа на факелах и в подогревателях;

- утечек вредных веществ через дыхательные клапаны резервуаров нефти;

- вредных веществ от оборудования, размещенного в блочных помещениях через воздуховоды или дефлекторы;

- вредных веществ через вентиляционные трубы, воздушники ёмкостей;

- вредных веществ через неплотности фланцевых соединений сепараторов и ёмкостей.

Согласно "Рекомендациям по основным вопросам воздухоохранной деятельности (нормирование выбросов, установление нормативов ПДВ, контроль за соблюдением нормативов выбросов, выдача разрешений на выброс)", Москва, Министерство охраны окружающей среды и природных ресурсов РФ, 1995) - величины ПДВ подлежат обязательному контролю при эксплуатации объекта.

Производственный контроль осуществляет централизованная специализированная служба.

Контроль величин ПДВ от организованных источников выбросов рекомендуется осуществлять с помощью инструментальных замеров.

Периодичность контроля зависит от категории выброса загрязняющего вещества из организованного источника.

I категория - 1 раз в квартал при каждом режиме выброса из источника, ...