Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИПЛОМНАЯ РАБОТА, АРХИТЕКТУРА И СТРОИТЕЛЬСТВО

Расчет и моделирование участка трубопровода с учетом физико-химических процессов, происходящих на его внутренней поверхности

happy_woman 2525 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 101 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 07.12.2020
Твердые метановые углеводороды (парафины) присутствуют практически во всех нефтях. Их содержание может колебаться от следов до 20 – 28 %. Иногда их влияние на технологию и технику добычи, сбора и транспорта, под-готовку и переработку нефти может быть решающим. Таким образом, проблема борьбы с отложением парафинов является серьезной научно-технической проблемой, актуальность решения которой возрастает. Это ста-вит ряд сложных научно-технических задач как в смысле понимания механизма про-текающих процессов, так и в разработке эффективных методов предотвращения не-желательных последствий, вызванных отложением парафина. Отложения парафина в трубопроводах приводят не только к снижению их пропускной способности, но и возрастанию гидравлических сопротивлений.
Введение

Развитие трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов невозможно без внедрения новых прогрессивных технологий и технических средств, для повы-шения эффективности и надежности работы действующих магистральных трубопро-водов. В процессе перекачки парафиновых видов нефти на внутренней поверхности труб происходит значительное отложение парафина. Уменьшение «живого» сечения трубопровода приводит к увеличению его гидравлического сопротивления, что ска-зывается на производительности перекачки и может привести к полной закупорке нефтепровода и остановке процесса перекачки. Также парафиновые отложения не допускают получения достоверной диагностической информации. В практике эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов встречаются случаи перевода их на перекачку светлых нефтепродуктов, что предусматривает полную очистку внутренних стенок трубопровода от отложений, скопившихся за время перекачки по трубопроводу. В обоих случаях необходимо своевременно и ка-чественно проводить очистку внутренней поверхности труб от асфальтосмолопара-финовых отложений (АСПО). Существуют различные способы очистки трубопрово-да от отложений, которые рассмотрены в работе.
Содержание

Введение………………………………………………………………………….. 1 Литературный обзор……………………………………………………………. 1.1 Исследование процесса парафинизации нефтепроводов…………………… 1.2 Способы борьбы с АСПО в трубопроводе………………………………….. 1.3 Оборудование для очистки внутренних полостей нефтепроводов АО «Транснефть-Диаскан»……………………………………………………… 1.4 Порядок очистки внутренней полости нефтепроводов……………………. 2 Объект и методология исследования………………………………………….. 2.1 Описание предприятия, его технологического оборудования и технологического режима………………………………………………… 2.2 Описание участка «Языково – Нурлино» ………………………………… 2.3 Состав парафиновых отложений Арланской нефти……………………… 2.4 Технологические части ЛПДС «Языково» и ЛПДС «Нурлино» ………... 2.5 Характеристика труб…………………………………………………………. 2.6 Очистка участка «Языково – Нурлино» от АСПО с помощью ингибиторов и скребков…………......................................................................... 2.7 Моделирование трубопроводных систем в программном комплексе Unisim Design………………………………………………………………........... 3 Исследовательский раздел …………………………………………………. 3.1 Моделирование трубопровода на участке «Языково-Нурлино» в программном комплексе Unisim Design……………………………………………… 3.2 Результаты моделирования трубопровода.………………………………… 3.3 Сравнение объемов парафиновых отложений для нефтей с разной вязкостью………………………………………………………………………… 3.4 Оптимизации процесса нефтеперекачивания путем изоляции трубопроводов………………………………………………………………… 3.5 Анализ проблемы……………………………………………………………… 3.6 Определение периодичности очистки участка МН………………………… 3.7 Переработка образующегося шлама………………………………………… Заключение………………………………………………………………………… Список использованных источников…………………………………………… Приложение А (рекомендуемое) Технологическая схема магистрального трубопровода на участке «Языково-Нурлино»…………………… Приложение Б(рекомендуемое) Разгонка (ИТК) арланской товарной нефти и характеристика полученных фракций…………………………… Приложение В (рекомендуемое) Физико-химические характеристики Усинской нефти Тимано-Печорской провинции …………………… Приложение Г (обязательное) Периодичность очистки участков МН, осложненных парафиноотложением ……………………………………
Список литературы

Отрывок из работы

1 Литературный обзор 1.1 Исследование процесса парафинизации нефтепроводов Выбор рациональных и оптимальных технологий и технических средств борь-бы с отложениями на внутренней поверхности трубопроводов и оценка эффективно-сти различных методов зависит от многих факторов, в частности от фракционного состава твердых углеводородов в нефти, ее физических и реологических свойств, температурного режима перекачки, длительности парафинизации, высокомолеку-лярных составляющих потока, конструктивных особенностей трубопровода (особен-но шельфовых месторождений) и т.д. Для решения этих задач в области очистки внутренней полости нефтепроводов необходимо рассмотреть проблемы, связанные с образованием асфальтосмолопарафиновых отложений в трубопроводах, в частности механизм образования отложений, процесс образования отложений, прогнозирова-ние и мониторинг процесса парафинизации, выбор средств и технологий очистки, в том числе механических, тепловых, физических и химических способов очистки, компонентный состав отложений. Разработке методов и средств по борьбе с АСПО посвящены работы многих ученых. В этих работах рассматривается, в основном, ис-пользование механических очистных устройств (шаровые и манжетные разделители, щеточные скребки, поршни и т.д.), а так же применение химических реагентов для удаления уже образовавшихся парафино-смолистых отложений и уменьшения ин-тенсивности парафинообразования [1-15]. 1.1.1 Виды загрязнений внутренней полости нефтепроводов. Состав образующихся пристенных отложений и внутренних скоплений отли-чается в зависимости от особенностей физико-химических свойств нефти и сроков эксплуатации нефтепровода. Обычно в состав отложений на внутренних стенках нефтепровода входят: парафино-смолистые вещества, масла, механические примеси (частицы глины и песка, известковые включения, продукты коррозионных процес-сов). В меньших количествах в отложениях содержатся естественные поверхностно-активные вещества (ПАВ), в том числе низкомолекулярные смолы, нафтенаты и дру-гие полярные соединения нефти, а также ПАВ деэмульгаторы, перешедшие в нефтя-ную фазу при подготовке нефти, которые вызывают (при наличии воды) эмульгиро-вание внешнего слоя отложений. В давно эксплуатирующихся трубопроводах накапливаются частицы грязи, окалины и застывший металл (в результате проведения сварочных работ) и т.д. Кро-ме того, в трубопроводах происходит накопление воды, которая приводит к разви-тию бактерий и способствует коррозии. Продуктами жизнедеятельности бактерий являются сероводород, активизирующий коррозионные процессы, а также слизь и твердые частицы, образующиеся основу трубопроводных пробок. Также в полости нефтепроводов могут быть: посторонние предметы, попавшие при строительстве, например, грунт, камни, электроды и их остатки и др.; скопление воды; скопление газа. Посторонние предметы, в полости нефтепровода остаются при некачественной очистке в процессе после строительной очистки и сдачи в эксплуата-цию. Скопление воды и газа имеет место из-за неполного удаления их в процессе ис-пытания и пуска в эксплуатацию. Кроме того, образование скоплений воды происхо-дит за счет ее выделения из потока транспортируемой нефти. При выделении из транспортируемой нефти растворенных газов может происходить образование газо-вых скоплений. Если скопление воды наблюдаются в пониженных участках трассы, то скопление газа – в повышенных участках. Следует отметить, что скопление воды и газа на магистральных нефтепроводах при их эксплуатации образуются лишь при определенных гидродинамических условиях, когда скорости перекачки не велики [16-19]. 1.1.2 Факторы, оказывающие влияние на процесс парафинизации внутренней полости нефтепроводов. Многочисленными исследованиями, лабораторными и промышленными экс-периментами показано [20-23], что существенное влияние на интенсивность парафи-низации оказывают такие параметры, как: - температурные условия перекачки (температура закачиваемой в трубопровод нефти, температура окружающей среды)[24, 25]; - скорость перекачки [26, 27]; - содержание парафина и асфальтосмолистых веществ в нефти; - время парафинизации; - физико-химические свойства нефти; - геометрические параметры трубопровода [28, 29]. При исследовании общей характеристики нефтей и фракционных составов твердых углеводородов установлена качественная взаимосвязь между фракционным составом твердых углеводородов и интенсивностью накопления отложений парафи-на. С повышением содержания тугоплавких углеводородов в нефти интенсивность парафинизации возрастала. Общий групповой состав отложений по длине трубопро-вода существенно не меняется. Температура плавления и фракционный состав пара-финов в отложениях заметно меняются по длине нефтепровода [29, 30]. Исследовано влияние степени охлаждения, времени и скорости перекачки нефти на интенсивность отложений парафина. С увеличением скорости перекачки интенсивность отложений уменьшается. Это объясняли тем, что с ростом скорости нефть лучше удерживает кристаллы парафина во взвешенном состоянии, и возраста-ет возможность смыва отложившегося парафина. Для трубопроводов существует за-висимость месторасположения зоны максимальных отложений от скорости потока. Многочисленные исследования, проведенные с использованием нефтей различных месторождений при разных диаметрах труб, скоростях потока и температурных ха-рактеристиках позволяют сделать вывод: с увеличением скорости потока количество отложений первоначально может увеличиваться, но начиная с некоторой скорости (значение которой зависит от различных факторов) интенсивность отложений уменьшается. При изменении температурного перепада между потоком и внешней средой, меняется и зависимость интенсивности отложения парафина от скорости. С пониже-нием температуры нефти (по отношению к температуре начала кристаллизации па-рафина) интенсивность отложения увеличивалась. Скорость роста отложений (коли-чество парафина, отлагающегося в единицу времени) вначале увеличивалась. С уве-личением времени количество отлагающегося парафина возрастало, причем скорость отложений с течением времени уменьшалась [31]. Исследования показали, что с увеличением разности температур потока и стен-ки скорость роста повышалась. Со снижением температуры потока при постоянной температуре стенки или постоянной разности температур стенки и потока количе-ство отложений сначала росло и достигло максимума при определенной температу-ре, затем резко уменьшалось. Отложение начиналось при температуре значительно выше температуры начала кристаллизации парафина. Зона максимума соответство-вала температуре начала массовой кристаллизации [32, 24, 33, 34, 25, 35-40]. На интенсивность накопления парафина на стенках трубопроводов оказывает влияние материал стенок труб[28]. Степень полярности поверхности различных ма-териалов влияет на интенсивность парафинизации при прочих равных условиях. Чем выше полярность материала, тем слабее сцепляемость его поверхности с парафина-ми. Запарафиниванию подвержены даже качественно обработанные трубы. Качество обработки материала стенки трубы может оказывать влияние только на начальной стадии накопления парафинов [32, 24,33, 28, 41]. При исследовании роли высокомо-лекулярных составляющих нефти на процесс формирования отложений установлено, что смолы при этом самостоятельной роли не играют. С увеличением времени парафинизации количество отложений растет, но рас-пределение по длине трубы выравнивается, то есть максимум отложений от началь-ных сечений трубопровода смещается к его концу. Это можно связать с теплоизоли-рующими свойствами отложений. Важной характеристикой процесса парафинизации является изменение интенсивности накопления отложений во времени на различных участках нефтепровода. На начальных участках эффективная толщина отложений возрастает прямо пропорционально времени парафинизации. В зоне максимальных отложений с течением времени наблюдается небольшое снижение интенсивности ро-ста. Непосредственно за зоной максимума отмечается некоторое увеличение темпов роста эффективной толщины отложений. На конечных участках эффективная тол-щина отложений растет, главным образом не за счет отложения парафина непосред-ственно на стенках труб, а за счет скоплений, вынесенных потоком с участков с бо-лее высокой интенсивностью парафинизации, т.е. с течением времени происходит некоторое перераспределение отложений [16, 18, 42-44]. 1.2 Способы борьбы с АСПО в трубопроводе 1.2.1 Классификация основных способов борьбы с АСПО. Развитие нефтяной промышленности России на современном этапе характери-зуется снижением качества сырьевой базы, что осложняет процесс транспортировки нефти комплексом проблем. Борьба с АСПО в процессе транспорта ведется по двум основным направлениям: предотвращение отложений и удаление уже сформировав-шихся отложений [45, 13]. Выбор рациональных и оптимальных способов борьбы с АСПО и оценка эффективности различных методов зависит от многих факторов, в частности от фракционного состава твердых углеводородов в нефти, ее физических и реологических свойств, температурного режима перекачки, длительности парафини-зации, высокомолекулярных составляющих потока, конструктивных особенностей трубопровода (особенно шельфовых месторождений) и т.д. Кроме того, все извест-ные методы борьбы с АСПО ограничиваются в зависимости от условий конкретных месторождений, то есть при выборе способа борьбы с отложениями в трубопроводах транспортирующих нефти конкретных месторождений и их смесей необходим инди-видуальный подход к решению поставленной задачи. Проблема с АСПО на объектах добычи и транспорта нефти остается актуальной и требует дальнейшего усовершен-ствования методов по ее разрешению. Многолетняя практика эксплуатации нефте-проводов, транспортирующих парафинистую нефть, показала, что без проведения работ по предотвращению и удалению АСПО в трубопроводах нельзя эффективно решать вопросы оптимизации процесса транспорта парафинистой нефти. Для борьбы с АСПО в нефтепроводах в настоящее время применяют различные способы: меха-нические (использование различных по конструкции и материалу скребков и порш-ней); тепловые (промывка горячим теплоносителем, электропрогрев); физические (основаны на физических воздействиях на транспортируемый продукт); химические (закачка растворителей и ингибиторов, применением моющих препаратов, очистка с помощью гелеобразных поршней). На рисунке 1.1 представлена классификация ос-новных способов борьбы с АСПО в процессе транспорта нефти по магистральным и промысловым трубопроводам, проложенным как на суше, так и в условиях морских месторождений [10]. Рисунок 1.1 - Классификация основных способов борьбы с АСПО в процессе транспорта нефти Механические методы очистки магистральных нефтепроводов от АСПО предусматривают применение очистных устройств (ОУ), для эксплуатации которых нефтепроводы оборудуются специальными камерами пуска и приема. Основа тепловых методов заключается в способности парафина плавиться при температурах выше 50 °С и стекать с нагретой поверхности. В настоящее время ис-пользуют технологии с применением горячей нефти или воды в качестве теплоноси-теля, острого пара, электропечей, электродепарафинизаторов (индукционных подо-гревателей). Технология применения теплоносителя предусматривает нагрев жидко-сти в специальных нагревателях (котельных установках передвижного типа) и пода-чу её в трубопровод способом прямой или обратной промывки. Обратная промывка более предпочтительна, так как при этом исключено образование парафиновых про-бок, часто возникающих при прямой промывке. Физические методы основаны на воздействии механических и ультразвуковых колебаний (вибрационные методы), а также электрических, магнитных и электро-магнитных полей на добываемую и транспортируемую продукцию. Однако ни один из существующих способов до настоящего времени не решает полностью проблемы с АСПО, поскольку не сопровождается полным удалением парафиноотложений. Вибрационные методы позволяют создавать ультразвуковые колебания в области парафинообразования и, воздействуя на кристаллы парафина, вызывать их микропе-ремещение, что в свою очередь препятствует осаждению парафина на стенках труб [46]. Применение магнитных устройств, для предотвращения АСПО началось в пя-тидесятые годы прошлого века, в основном в нефтедобыче, но из-за малой эффек-тивности широкого распространения не получило. В последние годы интерес к ис-пользованию магнитного поля для воздействия на отложения значительно возрос [47]. Процесс работы магнитных депарафинизаторов заключается в следующем: под воздействием магнитного поля в движущейся жидкости происходит разрушение аг-регатов, состоящих из субмикронных ферромагнитных микрочастиц соединений же-леза в нефти и попутной воде (при промысловом транспорте). В каждом агрегате со-держится от нескольких сотен до нескольких тысяч микрочастиц, поэтому разруше-ние агрегатов приводит к резкому увеличению концентрации центров кристаллиза-ции парафинов и формированию на поверхности ферромагнитных частиц пузырь¬ков газа микронных размеров. В результате разрушения агрегатов кристаллы парафина выпадают в виде тонкодисперсной, объёмной, устойчивой взвеси, а скорость роста отложений уменьшается пропорционально уменьшению средних размеров выпав-ших совместно со смолами и асфальтенами в твёрдую фазу кристаллов парафина. Одним из наиболее известных и распространенных интенсифицирующих ме-тодов в технологических процессах добычи, транспорта, хранения и переработки нефти для удаления уже образовавшихся отложений является применение раствори-телей[48-51]. Однако проблема подбора растворителя в конкретных условиях решена не полностью, подбор растворителей АСПО, как правило, осуществляется без обос-нований. Это происходит ввиду недостатка информации о структуре и свойствах растворителей, а также с недостаточной изученностью механизма взаимодействия нефтяных дисперсных систем и растворителей. Химические методы борьбы с АСПО основаны на дозировании в транспорти-руемый продукт химических соединений, которые уменьшают, а иногда и полно-стью предотвращают формирование АСПО [52, 44]. Принцип действия ингибиторов парафиноотложений основан на адсорбционных процессах, которые происходят на границе раздела между жидкой средой и поверхностью металла трубы. Химические реагенты подразделяются на смачивающие, модификаторы, де-прессаторы и диспергаторы [53-56]. Смачивающие реагенты образуют на поверхности металла гидрофильную пленку, препятствующую адгезии кристаллов парафина к трубам, что создает усло-вия для выноса их потоком жидкости. К ним относятся полиакриламид (ПАА), кис-лые органические фосфаты, силикаты щелочных металлов, водные растворы синте-тических полимерных поверхностно-активных веществ (ПАВ) [57]. Модификаторы взаимодействуют с молекулами парафина, препятствуя про-цессу укрупнения кристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов во взве-шенном состоянии в процессе движения. Механизм действия депрессаторов заключается в адсорбции их молекул на мо-лекулах парафина, что затрудняет их способность к агрегации и накоплению [58, 59]. Диспергаторы — химические реагенты, обеспечивающие образование тонко-дисперсной системы, которая уносится потоком нефти, тем самым препятствует от-ложению кристаллов парафина на стенках труб. К ним относятся соли металлов, со-ли высших синтетических жирных кислот, силикатно-сульфанольные растворы, сульфатированный щелочной лигнин [52, 60, 61]. В настоящее время одним из перспективных средств повышения качества очистки трубопроводов является применение гелевых поршней. Особенно их приме-нение целесообразно, как показывает зарубежный опыт, на морских трубопроводах, протяженность которых в России в последующие годы будет расти [54]. На стадии проектирования и строительства можно выделить метод предотвращения АСПО в виде применения гладких защитных покрытий из лаков, стекла и эмали [62]. В тру-бопроводном транспорте указанный метод широкого применения не нашел ввиду низкой строительной и эксплуатационной надежности. Проведенные исследования выявили основные особенности применения раз-личных способов борьбы с АСПО в условиях конкретных месторождений. Результа-ты исследований представлены в таблице 1.1. Исходя из опыта эксплуатации нефте-проводов, наиболее эффективным способ борьбы с АСПО является предупреждение образования отложений, так как это обеспечивает наиболее устойчивую и безаварий-ную работу нефтепроводов и снижение затрат на транспортировку нефти. Существу-ет несколько наиболее известных и активно применяемых в трубопроводном транс-порте методов борьбы с АСПО, но многообразие условий разработки месторожде-ний и различие характеристик добываемой нефти часто требует индивидуального подхода и даже разработки новых технологий. Таблица 1.1 – Особенности применения различных способов борьбы с АСПО в тру-бопроводном транспорте Способы Особенности применения Механические: - скребки различной конструкции Требуют устройства камер пуска и приема средств очистки. Обладают высокой чистящей способно-стью, износостойкостью и обеспечивают требуемое качество очистки. - шары и поршни, изготавливаемые из различных материалов Требуют устройства камер пуска и приема средств очистки, склонны к застреванию в трубопроводе, не-долговечны. Тепловые: - промывка горячим теплоносителем Характеризуются высокой отмывающей способно-стью, но работают на относительно небольшие рас-стояния (ввиду теплопотерь). Требуются затраты на покупку и содержание специальных передвижных котельных установок, узлов ввода и трубопровод, способствуют ухудшению качества транспортируе-мого продукта. - электропрогрев Физические: - физическое воздействие на транс-портируемый продукт Не ухудшают качество перекачиваемой нефти и до-статочно эффективны, но в трубопроводном транс-порте, ввиду значительной протяженности кон-структивно и технически сложны в изготовлении и монтаже, требуют дополнительных затрат на эксплу-атацию. Химические: - закачка растворителей и ингибито-ров Химические реагенты обладают высокой моющей и растворяющей способностью, но для качественной очистки требуется большой объем дорогостоящих препаратов. Требуются исследования по влиянию химических реагентов на качество нефти. - применение моющих препаратов - очистка с помощью гелеобразных поршней Гелеобразные поршни могут проходить по трубам различного диаметра без повреждения, обеспечива-ют хорошее гидравлическое уплотнение, повышают эффективность химической обработки, удаляют ме-ханические включения, вводятся в трубопровод без стандартных камер пуска, обеспечивают снижение энергозатрат на перекачку продуктов. Удаляют лишь вновь образованные рыхлые отложения. Регулировать процесс отложения парафина на стенках трубопровода можно с помощью периодической очистки с применением механических устройств, различ-ных конструкций, а также путем ввода в нефтяной поток специальных веществ — ингибиторов парафиноотложения. Теоретически для регулирования количества парафиновых отложений в трубо-проводе вполне достаточно провести либо химическую обработку депарафинизато-рами, либо предупредительные мероприятия, связанныес использованием поршней и скребков. Однако в реальных условиях эксплуатации трубопроводов ни один из двух этих методов не дает полной гарантии предотвращения парафинизации полости тру-бопровода. Программа депарафинизации предусматривает комплексное использование механических средств очистки и химических реагентов, поскольку ни один из рас-сматриваемых методов не может самостоятельно обеспечить те же преимущества, которыми обладает комплексная программа [63]. Схема комплексной депарафиниза-ции нефтепроводов представлена на рисунке 1.2. При рациональном совмещении химической обработки и применения механи-ческих средств, в частности поршней и скребков, можно существенно повысить эф-фективность эксплуатации трубопроводов и добиться снижения эксплуатационных расходов на транспорт нефти [63]. Рисунок 1.2 – Комплексная программа депарафинизации нефтепроводов 1.2.2 Механические методы удаления АСПО очистными устройства-ми. Механические методы предполагают удаление уже образовавшихся отложе-ний АСПО на внутренней поверхности труб. Для этой цели разработаны скребки различных конструкций. Очистное устройство (ОУ), скребок- внутритрубное устройство, предназначенное для проведения очистки внутренней полости и стенок трубопровода от парафина и асфальтенопарафинистых отложений, посторонних предметов, загрязнений. Основными параметрами этих устройств являются: диаметр трубопровода; минимальный радиус поворота строительной оси трубопровода нa 90°(1,5Dy), мм; минимальное проходное сечение трубопровода (85% Dh),мм; длина, мм; масса, кГ; рабочая среда; максимальное давление среды эксплуатации, МПа; диапазон температур при эксплуатации, °С; диапазон рабочих скоростей пропуска, м/с. Техника и технология применения скребков для удаления парафина известна давно [64-67], тем не менее, предлагаются все новые конструкции скребков [68-70]. В 60-70-е годы ХХ века для очистки трубопроводов от АСПО применялись из-носокомпенсирующие щеточные скребки[71-72] В то же время для удаления рыхлых отложений с внутренней полости нефте-проводов использовались резиновые шары [73-76], поршни, которые изначально применялись для разделения разносортных нефтепродуктов при последовательной перекачке. Применение подобного вида устройств обеспечивает очистку внутренней по-лости нефтепроводов лишь от верхнего слоя рыхлых отложений, а нижний слой, бо-лее застаревших отложений, становится плотнее после пропуска подобных устройств. Пропуск, скребков являлся основным методом борьбы с АСПО в середине ХХ века [77, 67, 78]. На практике применялось большое количество различных кон-струкций скребков, которые изготавливались непосредственно на местах нефтепро-водными управлениями. Основным рабочим (режущим) элементом скребка, предна-значенного для удаления отложений со стенок нефтепроводов, служили ножи или щетки. Прижатие режущих элементов скребка осуществлялось пружиной того или иного типа через систему рычагов. В большинстве существовавших в 60-е годы оте-чественных конструкций скребков манжеты выполнялись в виде плоского резиново-го поршня. Недостатками таких манжет являлись отсутствие компенсирования их износа и, как следствие этого, потеря контакта с трубой, (особенно в верхней части), что, ввиду перетока жидкости через манжеты, могло привести к остановке скребка; плохая проходимость через суженные места трубопровода (быстрый выход из строя манжет из-за отсутствия компенсирования удара при прохождении через подкладные кольца, выступы сварных стыков и посторонние предметы). Также не было разработано и скребков для очистки трубопроводов больших диаметров (20" и 28"), в чем была крайняя необходимость. Поэтому в 1963-1965гг. лаборатория трубопроводного транспорта НИИ Транснефть разработала износоком-пенсирующиеся скребки для очистки трубопроводов 20" и 28". Проектированием скребка 20" руководил Фролов К.Д. Опытные образцы скребков были изготовлены мастерскими института (рисунок 1.3, 1.4) [64]. Очистка внутренних стенок трубо-провода производилась двумя рядами щеток. Второй ряд щеток был повернут отно-сительно первого так, что полностью перекрывает те места периметра трубы, кото-рые оставались неочищенными после прохождения щеток первого ряда. Форма ман-жет давала возможность складываться при прохождении через сужения трубопрово-дов и различные препятствия, что обеспечивало высокую проходимость и меньшую вероятность, застревания скребка. Наружный и внутренний конуса, крепящие ман-жеты, а также форма манжет предотвращали выворачивание их при большом пере-паде давления. Общая длина скребка 1500 мм, вес 150 кг. По расчетам скребок мог проходить через закругления с внутренним радиусом не менее 3 м, углы поворота в местах косых стыков не более 14° и сужения до 20%. Рисунок 1.3 – Внешний вид износокомпенсирующего скребка 1 – щетки; 2 – пружина сжатия; 3 – муфта; 4 – щеткодержатели; 5 – ролики; 6 – опорныедиски; 7 – вал; 8 – направляющие шпонки Рисунок 1.4– Конструкция износокомпенсирующегося скребка для очистки трубопроводов 20" Скребок 28" (рисунок 1.5) состоит из тех же основных узлов и деталей, что и скребок 20" (рычагов – 1; пружин – 2 и щеток – 3). Рисунок 1.5 – Конструкция износокомпенсирующегося скребка для очистки трубопроводов 28" Отличием скребка 28" является конструктивное решение узла прижатия щеток к внутренней стенке трубы, которое допускает независимое друг от друга шарнирное соединение рычагов 1, передающих упругую силу пружин сжатия 2 на щетки 3. Та-кая конструкция обеспечивает более легкий режим работы всего узла в целом при прохождении скребка через местные сопротивления и сужения трубопровода, по-скольку каждая щетка прижимается к внутренней стенке трубы отдельной пружиной сжатия. Начальное усилие прижатия щеток 50 кг, при необходимости сила прижатия может меняться. По расчету скребок может проходить через закругления с внутрен-ним радиусом не менее 5 м; угол поворота в косых стыках не более 15°. С 90-х годов прошлого века в АО АК «Транснефть» разработаны и выпуска-ются серийно скребки нескольких типов:
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Похожие работы
Дипломная работа, Архитектура и строительство, 47 страниц
450 руб.
Дипломная работа, Архитектура и строительство, 98 страниц
450 руб.
Служба поддержки сервиса
+7(499)346-70-08
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg