1299. Сооружение перехода под автомобильной дорогой методом горизонтального бурения.
Диплом |
17.04.2010, 00:59
Стоимость 4000 р. Год выполнения 2010г.
СОДЕРЖАНИЕ. Введение.................…………………………………………………….3 Глава I. Технологический расчет. 1. Обработка исходных данных....………………………………………….8 2. Расчет оптимального диаметра нефтепровода………………………….9 3. Механический расчет……………………………………………………..9 4. Гидравлический расчет………………………………………………….13 5. Определение числа насосных станций…………………………………16 6. Определение капитальных, эксплуатационных и приведенных за-трат......................................................................................................................17 7. Выбор основного оборудования…………………………………..........23 8. Построение совмещенной характеристики насосов и трубопровода...27 9. Расстановка нефтеперекачивающих станций………………………….32 Глава II. Сооружение перехода под автомобильной дорогой ме-тодом горизонтального бурения. 1. Прокладка защитных кожухов методом горизонтального бурения….34 2. Расчет на прочность защитного кожуха…………………......................38 3. Расчет мощности установки горизонтального бурения……………....41 Глава III. Электрохимическая защита от коррозии. 1. Сущность электрохимической защиты…………………………….......45 2. Определение необходимого числа станций катодной защиты (СКЗ)..47 3. Расчет мощности и выбор типа СКЗ…………………………………...50 Глава IV. Гидравлическое испытание. 1. Порядок проведения гидравлического испытания трубопровода……53 2.Сокращение продолжительности гидравлического испытания………61 3. Расчёт параметров гидравлических испытаний……………………….63 Глава V. Безопасность и экологичность проекта. 1. Основные производственные опасности и вредности на проектируе-мом объекте……………………………………………………………………71 2. Перечень выполнения санитарных и противопожарных норм проекти-рования, строительства, правил техники безопасности, законов об охране труда………………………………………………….............................……...73 3. Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующие безопасность труда………………………............................75 4. Размещение оборудования и организация рабочего места……...……78 5. Средства и оборудование пожаротушения…………………………….80 6. Средства индивидуальной защиты………………………………..……82 7. Приемы безопасной работы…………………………………………….84 8. Охрана окружающей среды……………………………………………..87 9. Расчет числа пеногенераторов, расход пенообразователя и воды для тушения пожара в резервуаре…………..…………………………………....89 Глава VI. Экономический расчет. 1. Характеристика проектируемого нефтепровода………………………93 2. Определение капитальных вложений…………………………………..94 3. Расчет оборотных средств………………………………………………96 4. Определение эксплуатационных расходов………………………….....98 5. Определение основных технико-экономических показателей……...107 6. Оценка эффективности проекта………………………………………110 Список использованной литературы…………………………....117
1. Обработка исходных данных.
Нефтепровод
проектируется на пропускную способность 58 млн. т/год согласно техническому
заданию.
С учётом
рекомендаций принимаю DН =1020мм и Рраб=5,5МПа [1].
Технологический
расчёт проведён для самых неблагоприятных условий, т.е. для зимних условий с
наиболее низкими температурами. Свойства нефти определяются для температуры на
глубине заложения оси нефтепровода.
Н - глубина заложения оси нефтепровода, м
h- расстояние от поверхности
грунта до верхней образующей трубопровода, так как DН =1020мм, то в
соответствии со СНиП выбираю h= 0,8м [3].
Для
района прохождения трассы нефтепровода минимальная и максимальная температура
на глубине заложения оси нефтепровода принимаю по данным СНиП [2].
Тmin= 30C
2*Тmax= 260C
Плотность и
вязкость перекачиваемой нефти при температуре3°С и26°С для зимних и
летних условий составит [6]:
r3 = 820 кг/м3r26 =800кг/м3
n3 = 5,3 10-6 кг/м3 n26 = 1,76 10-6 кг/м3
2. Расчёт
оптимального диаметра нефтепровода.
Для
нахождения оптимального диаметра нефтепровода, кроме диаметра, рекомендуемого для
заданной пропускной способности, принимаю ещё два диаметра - соседних, больший
и меньший рекомендуемого [1]. Для каждого их них произведен технологический
расчет, по которому после сопоставления вариантов выбираю оптимальный.
Dмакс = 1220мм,
Dмин = 820мм.
3. Механический расчёт.
Расчётная толщина стенки трубопровода определяется по формуле:
D- наружный диаметр, м
p - рабочее давление в трубопроводе,
R1 - расчётное
сопротивление растяжению, МПа
N- коэффициент надежности по
нагрузке.
n = 1,15 для нефтепроводов диаметром
700-1200мм [3]
R1 H- нормативное
сопротивление растяжению металла трубы, МПа
m- коэффициент условий работы
трубопровода,
k1 - коэффициент
безопасности по материалу,
kH- коэффициент
надёжности.
Выбираем
трубы Волжского трубопрокатного завода, характеристики которых приведены в таблице
1 [10].
Таблица 1.
Диаметр, мм
Марка стали
Пределпрочности,sВ,МПа
Предел текучести, sТ,МПа
Характеристикатруб
Коэффициент надёжноти, k1
1200
17Г1С
510
350
Стальные электросварные спиральношовные
трубы с антикоррозионным покрытием.
1,47
1020
17Г1С
510
350
1,47
820
17Г1С
510
350
1,47
Магистральные
трубопроводы и их участки подразделяются на категории в зависимости от условий
работы, объёма неразрушающего контроля сварных соединений и величины
испытательного давления. Для диаметров 820,1020,1220мм-III [3].
По
категории определяем значение коэффициента условий работы трубопровода m=0,90 [3].
Значение коэффициента kHдля нефтепроводов
принятых диаметров [3]:
D1220: kH=1,05
D1020: kH=1,0
D820: kH=1,0
Нормативное сопротивление растяжению равно пределу прочности
металла трубы:
