Строительство трубопровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Глава I. Технологический расчет

§1. Задание и исходные данные

§2. Механический расчет трубопровода

1. Ориентировочное определение диаметра трубопровода в зависимости от производительности. Подбор ближайших двух значений диаметра

2. Определение толщины стенки и значения внутреннего диаметра трубопровода

3. Проверка на прочность

§3. Гидравлический и тепловой расчёты трубопровода

1. Определение суточного и секундного расхода

2. Проверка необходимости перекачки нефти с подогревом

3. Определяется коэффициент теплопередачи для подземного трубопровода

4. Проверка выгодности перекачки нефти с подогревом

5. Определение критической температуры и режима перекачки

6. Проводится расчет основных параметров для трубопровода диаметром 820мм

6.1 Определение оптимальной температуры подогрева нефти

6.2 Определим потери напора на трение в трубопроводе между тепловыми станциями

6.3 Определение числа тепловых станций

6.4 Определение суммарных потерь напора на трение для всего трубопровода

6.5 Определение полных потерь напора

6.6 Определение числа насосных станций

7. Проведение расчета основных параметров для трубопровода диаметром 720мм

7.1 Определение оптимальной температуры подогрева нефти

7.2 Определим потери напора на трение в трубопроводе между тепловыми станциями

7.3 Определение необходимого числа тепловых станций

7.4 Определение суммарных потерь напора на трение для всего трубопровода

7.5 Определение полных потерь напора

7.6 Определение числа насосных станций

8. Проведение расчета основных параметров для трубопровода диаметром 920мм

8.1 Определение оптимальной температуры подогрева нефти

8.2 Определение потерь напора на трение в трубопроводе между тепловыми станциями

8.3 Определение необходимого числа тепловых станций

8.4 Определение суммарных потерь напора на трение для всего трубопровода

8.5 Определение полных потерь напора

8.6 Определение числа насосных станций

9. Определение капитальных, эксплуатационных и приведенных затрат. Сравнение вариантов по приведенным затратам и выбор наилучшего

10. Выбор основного оборудования

11. Выполняется уточненный гидравлический и тепловой расчет нефтепровода

11.1 Распределение температуры по участку нефтепровода

11.2 Распределение напора по длине трубопровода

11.3 Расстановка насосных станций

12. Выполняется построение Q-H характеристики трубопровода. Определяются границы режимов течения

§4. Основное и вспомогательное оборудование ПС

§5. Оборудование для подогрева нефти

Глава II. Сооружение перехода под автомобильной дорогой методом горизонтального бурения

1. Прокладка защитных кожухов методом горизонтального бурения

2. Расчёт на прочность защитного кожуха

3. Расчёт мощности установки горизонтального бурения

Глава III. Электрохимическая защита от коррозии

1. Защита трубопровода от коррозии

2. Расчет числа станций катодной защиты, определение их мощности и типа

Глава IV. Расчет компенсаторов теплового линейного расширения трубопровода

Глава V. Безопасность и экологичность проекта

1. Основные производственные опасности и вредности на проектируемом объекте

2. Перечень выполнения санитарных и противопожарных норм проектирования, строительства, правил техники безопасности, законов об охране труда

3. Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующие безопасность труда

4. Размещение оборудования и организация рабочего места

5. Средства и оборудование пожаротушения

6. Средства индивидуальной защиты

7. Приёмы безопасной работы

8. Охрана окружающей среды

9. Расчёт числа пеногенераторов, расхода пенообразователя и воды для системы подслойного тушения пожара нефти в резервуаре РВС-50000

Глава VI. Экономический расчет

1. Характеристика проектируемого трубопровода

2. Определение капитальных вложений

3. Расчёт оборотных средств

4. Определение эксплуатационных расходов

5. Определение основных технико-экономических показателей

6. Оценка эффективности проекта

Список литературы

Введение

Значение транспорта нефти, нефтепродуктов и газа в развитии нефтяной и газовой промышленности имеет огромное экономическое значение. По магистральным трубопроводам транспортируются весь добываемый газ, почти вся нефть, а также большая часть продуктов нефтепереработки. Удаленность областей потребления нефти, нефтепродуктов и газа от мест добычи и переработки ведет к увеличению протяженности вводимых в эксплуатацию трубопроводных систем.

В настоящее время в нашей стране и за рубежом добывается значительное количество как высоковязких нефтей, так и нефтей содержащих большое количество парафина и вследствие этого застывающих при сравнительно высоких температурах. Перекачка таких нефтей обычным способом крайне нерациональна, так как при температурах окружающей среды очень велико гидравлической сопротивление. Достаточно сказать, что иногда на участок трубопровода длиной 150км необходимо было бы установить до 15 ПС для перекачки подобной высоко застывающей и парафинистой нефти. Снижение гидравлического сопротивления трубопроводов обеспечивается самыми различными средствами повышения текучести нефтей: смешение вязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов с маловязкими и совместная их перекачка, смещение и перекачка с водой, термическая обработка застывающих парафинистых нефтей и нефтепродуктов и последующая их перекачка, перекачка предварительно подогретых нефтей и нефтепродуктов, использование присадок депрессоров в нефти и др. В каждом случае выбор способа перекачки должен быть основан на имеющихся ресурсах и с помощью технико-экономических расчетов.

Например особенности месторождений высоковязкой нефти в Ханты-Мансийском АО:

- низкие температуры окружающей среды;

- попутный газ, только незначительная часть которого перерабатывается;

- большие расстояния от ЦПС месторождений до ближайших магистральных нефтетранспортных систем;

Все это предполагает использование перекачки нефти с предварительным подогревом. Причем подогрев производится в специальных печах, и энергия подогрева получается путем сжигания попутного газа.

Климатические данные района прохождения трубопровода

Климат района эксплуатации трубопровода резко континентальный:

· абсолютный минимум температуры - минус 59⁰С,

· температура наиболее холодной пятидневки - минус 45⁰С,

· абсолютный максимум температуры - плюс 39⁰С,

· средняя высота снежного покрова на открытых участках - до 77 см, на лесных - до 150 см.

По данным СНиП 23.01 - 99* "Строительная климатология и геофизика" и Справочника по климату СССР "Температура воздуха и почвы", вып.17 для данного района получены следующие среднемесячные температуры воздуха и грунта на глубине 1,0 м.

Таблица 1.

Месяц	Средняя температура воздуха, 0С	Температура грунта (0С) на глубине 1,5 м
Январь	-22,0	0,0
Февраль	-19,6	-0,9
Март	-13,3	-1,6
Апрель	-3,5	-3,1
Май	4,1	-2,2
Июнь	13,0	-0,8
Июль	16,9	0,1
Август	14,0	3,9
Сентябрь	7,8	6,9
Октябрь	-1,4	5,6
Ноябрь	-13,3	3,5
Декабрь	-20,3	2,1
средняя	-1,3	1,4

Характеристика района прохождения трубопровода

Трубопровод проходит в Нижневартовском и Сургутском районах Ханты-Мансийского авт. округа.

Нефтепровод начинается от КСП Северо-Варьеганского месторождения и подключен к узлу переключений задвижками центрального товарного парка II очереди обустройства Самотлорского нефтяного месторождения.

Трубопровод проходит в коридоре инженерных коммуникаций соединяющих Варьеганское и Самотлорское месторождения.

Значительная часть трассы расположена вдоль автомобильной дороги.

В геоморфологическом отношении трубопровод проходит по водоразделам рек Аган и Вах в пределах правой надпойменной террасы реки Оби. Трасса пересекает многочисленные ручьи, периодически действующие водотоки и реки Ван-Еган и Негус-Яун. Долины рек слабо разработаны.

Рельеф трассы равнинный, с общим наклоном к реке Оби.

Глава I. Технологический расчет

трубопровод бурение коррозия тепловой

§1. Задание и исходные данные

Задание:

Произвести технологический расчёт для строительства однониточной трубопроводной системы для транспортировки товарной нефти с подогревом.

В начале трассы необходимо сооружение резервуарного парка вместимостью, равной трехсуточному запасу нефтепродукта.

Исходные данные:

Плотность нефти: =950 кг/м³;

Кинематическая вязкость нефти:

при 263К - 1,2*10^-2 м²/с

при 353К - 0,25*10^-4 м²/с

Грузопоток трубопроводной системы: G=25 млн.т/год;

Протяженность трассы: L=153 км;

Высотная отметка начала трассы - 66 м, конца - 80 м и максимальная - около 110 м.

л_гр=1,9836(Вт/мК) - плотный песок.

Температура нефти в конце трубопровода должна быть выше температуры застывания нефти, а также для обеспечения нормальной работы насосов (всасывания) температура нефти на подходе к насосной станции (на приеме насосов) должна быть не ниже 303-308К.

Конечная температура нефти принимается равной 308К.

В технологический расчет нефтепровода входит решение следующих задач:

· Определение экономически наивыгоднейших параметров нефтепровода (диаметр трубопровода, давление на нефтеперекачивающих станциях, толщина стенки трубопровода и число нефтеперекачивающих станций, а также число тепловых стаций);

· Определение местонахождения станций на трассе трубопровода;

· Расчет режимов эксплуатации нефтепровода

Экономически наивыгоднейшие параметры определяют сравнением конкурирующих вариантов нефтепровода по рекомендуемы для заданной пропускной способности диаметра трубопровода. При нескольких значениях диаметра выполняют гидравлический и механический расчеты, определяющие (для каждого варианта) число нефтеперекачивающих станций и толщину стенки трубопровода. Наилучший вариант находят по приведенным затратам, то есть экономическим расчетом.

Расположение нефтеперекачивающих станций определяется графически на сжатом профиле трассы. В расчет режимов эксплуатации входит определение давлений на станциях, подпоров перед ними и пропускной способности нефтепровода при условиях перекачки, отличающихся от расчетных; решается вопрос о регулировании работы нефтепровода.

Для расчета нефтепровода необходимы следующие данные: пропускная способность; зависимость вязкости и плотности нефти от температуры; температура грунта на глубине заложения трубопровода; механические свойства материала труб; технико-экономические показатели и чертеж сжатого профиля трассы.

§2. Механический расчет трубопровода

1. Ориентировочное определение диаметра трубопровода в зависимости от производительности. Подбор ближайших двух значений диаметра

Пропускная способность - основной фактор, определяющий диаметр трубопровода и давление на станциях.

Из норм технологического проектирования для заданной производительности G = 25 млн.т/год выбираем рекомендуемое значение диаметра трубопровода D_н = 820 мм при рабочем давлении от 4,8 до 5,8 МПа.

Для нахождения оптимального диаметра трубопровода, кроме выбранного, принимаем ещё два конкурирующих диаметра - соседние, больший и меньший выбранного.

Окончательно получаем:

D₁=720 мм;

D₂=820 мм;

D₃=920 мм.

Дальнейший расчёт ведём для этих трёх диаметров трубопровода.

В соответствии с данными вариантами выберем давление перекачки. Допустим, что P=5,2МПа.

2. Определение толщины стенки и значения внутреннего диаметра трубопровода

Согласно СНиП 2.05.06-85*, расчётная толщина стенки трубопровода определяется по формуле:

;

где p - максимальное рабочее давление;( p = 5,2 МПа );

n - коэффициент перегрузки (n ? 1,15),

R₁ - расчетное сопротивление материала трубы:

;

По сортаменту намечаем для трубопровода трубы, выпускаемые Челябинским трубным заводом по ТУ 14-3-911-80 из листовой стали марки 17Г1С с основными характеристиками металла:

Предел прочности у_пр=520 МПа

Предел текучести у_пр=360 МПа

R₁^н - нормативное сопротивление материала трубы (для стали 17Г1С R₁^н = 52 кГс/мм² = 52*10⁶*9,81 = 5,1012*10⁸ Па),

m - коэффициент условий работы = 0,75),

k₁ = коэффициент безопасности материала = 1,47,

k_н = коэффициент надежности = 1,0

Соответственно получаем:

3. Проверка на прочность

Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении следует производить из условия ; где ш₂ - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях принимаемый равным единице, при сжимающих определяемый по формуле

;

где у_ку - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления

б - коэффициент линейного расширения метала трубы, град^-1;

Е - модуль Юнга, МПа;

Дt - расчетный температурный перепад,⁰С;

м - переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона)

б = 1,2*10^-5 [1/⁰C]

E = 2.1*10⁵ [МПа]

Дt = 10,0[⁰С] - из расчета разницы температур грунта летом и зимой.

Температура грунта зимой -3,1⁰С

Температура грунта летом +6,9⁰С

Для I варианта:



Для II варианта:

Для III варианта:

Условие выполняется для всех вариантов, следовательно толщина стенок определена правильно.

Результаты расчетов толщин стенок сводим в таблицу:

Таблица 2.

Наружный диаметр Dн , мм	Расчетная толщина стенки д, мм	Принятая толщина стенки д, мм	Внутренний диаметр Dвн , мм
720	10,31	11	698
820	12,14	13	794
920	13,24	14	892

§3. Гидравлический и тепловой расчёты трубопровода

1. Определение суточного и секундного расхода

Суточная подача рассчитывается из расчета 350 рабочих дней в году

,

где G - годовой объем перекачиваемой нефти

Часовой расход

Мгновенный расход

2. Проверка необходимости перекачки нефти с подогревом

Расчет потерь на трение при перекачке по данному трубопроводу без подогрева.

Определение вязкости нефти при температуре грунта:

2.1 Определение режима потока

Находим число Рейнольдса:

;

Вязкость берется при температуре грунта T_гр=270К

D₁=698:

D₂=794:

D₃=892:

Следовательно, для всех трех диаметров режим потока ламинарный.

2.2 Определение коэффициента гидравлического сопротивления в зависимости от режима потока

Для ламинарного режима коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Стокса:

D₁=698 мм:

D₂=794 мм:

D₃=892 мм:

2.3 Определяются гидравлические уклоны

;

где 1,03 - коэффициент, учитывающий местные сопротивления на трубопроводе;

D₁=698 мм: (м/м)

D₂=794 мм: (м/м)

D₃=892 мм: (м/м)

2.4 Определяются полные потери напора

(м)

L_р - расчетная длина трубопровода

D₁=698 мм: (м),

D₂=794 мм: (м),

D₃=892 мм: (м).

Данные гидравлического расчета:

Таблица 3.

Показатели	Диаметр трубопровода
	720Ч11	820Ч13	920Ч14
Параметр Рейнольдса	216	190	169
Коэффициент гидравлического сопротивления	0,296	0,337	0,379
Гидравлический уклон	0,011	0,067	0,043
Суммарные потери напора, м	16830	10251	6579

2.5 Определение числа насосных станций

Пренебрегая местными потерями, запишем уравнение баланса напоров:

Т.к. (необходимый подпор для магистральных насосов), то уравнение можно записать в упрощенном виде:

,

где

Исходя из прочности арматуры и самого трубопровода максимальной рабочее давление не может превышать 5,2МПа, следовательно, напор создаваемый станцией не может превышать 560м.

^(М)

Тогда число насосных станций : .

Данные по расчету числа насосных станций:

Таблица 5.

Наружный диаметр Dн, мм	Число насосных станций n, шт
720	30
820	19
920	12

Так как, даже при самом лучшем варианте число станций на трубопровод длиной 123км составляет 12 штук, то необходимость радикального улучшения реологических свойств нефти не вызывает сомнения.

Выбран вариант транспортировки нефти с подогревом. Так называемый "горячий" трубопровод.

3. Определяется коэффициент теплопередачи для подземного трубопровода

Коэффициент теплопередачи для трубопроводов зависит от внутреннего б₁ и внешнего б₂ коэффициентов теплоотдачи, а также от термического сопротивления стенки трубы, изоляции, отложений и пр.:

,

где d - внутренний диаметр трубопровода; n - число слоев учитываемых при расчете; л_i - коэффициенты теплопроводности отложений, стали, трубы, изоляции и т.п.; d, D_i+1 - соответственно внутренний и наружный диаметры каждого слоя; D_H - наружный диаметр трубопровода.

В большинстве случаев для подземных трубопроводов б₁>> б₂ (то есть температура стенки равна температуре нефти в трубопроводе) и, следовательно, им можно пренебречь. Также для подземных и особенно теплоизолированных трубопроводов К_Л?К_Т, поэтому расчетные формулы упрощаются.

Коэффициент внешней теплопередачи, от трубопровода в окружающую среду определяется по формуле Форгеймера-Власова:

, где

3.1 Определение коэффициента теплопередачи для трубопровода диаметром 820мм

Определяется коэффициент передачи тепла от внешней поверхности трубопровода в окружающую среду

Определяется К, одинаковый для обоих участков:

3.2 Определение коэффициента теплопередачи для трубопровода диаметром 720мм

Определяется коэффициент передачи тепла от внешней поверхности трубопровода в окружающую среду

Определяется коэффициент К, одинаковый для обоих участков.



3.3 Определение коэффициента теплопередачи для трубопровода диаметром 920мм

Определим коэффициент передачи тепла от внешней поверхности трубопровода в окружающую среду

Определяется коэффициент К, одинаковый для обоих участков.

4. Проверка выгодности перекачки нефти с подогревом

Аналитически условие выгодности подогрева определяется соотношением

где параметр Шу₀ и гидравлический уклон i₀ вычислены при температуре окружающей среды T₀: i₀l=h₀ - потери напора на трение в трубопроводе при перекачке без подогрева.

Стоимость единицы энергии расходуемой на подогрев, у_п=8,46*10^-6 коп/Дж, стоимость единицы механической энергии у_м=94,5 коп/(кВт*ч), общий К.П.Д. насосно-силового оборудования з_м=0,79.

4.1 Доказательство выгодности перекачки для диаметра 820мм

Число Рейнольдса при Т_гр

Течение ламинарное.

Потери напора на трение при Т_гр

Параметр Шухова при Т₀



Проверяется целесообразность перекачки с подогревом

Условие выполняется - значит подогрев выгоден.

4.2 Доказательство выгодности перекачки для диаметра 720мм

Число Рейнольдса при Т_гр

Течение ламинарное.

Потери напора на трение при Т_гр

Параметр Шухова при Т₀

Проверяется целесообразность перекачки с подогревом

Условие выполняется - значит подогрев выгоден.

4.3 Доказательство выгодности перекачки для диаметра 920мм

Число Рейнольдса при Т_гр

Течение ламинарное.

Потери напора на трение при Т_гр

Параметр Шухова при Т₀

Проверяется целесообразность перекачки с подогревом

Условие выполняется - значит подогрев выгоден.

5. Определение критической температуры и режима перекачки

Критическую температуру Т_кр, соответствующую переходу из турбулентного режима в ламинарный (и наоборот), определяют следующим образом. Исходя из критического значения параметра Re_кр ?2000, находим критическую кинематическую вязкость .

Затем по вискограмме или аналитически определяем Т_кр. Имеем

.

T_кр - температура, при которой режим становится ламинарным.

При Re_Крит = 2000 турбулентный поток переходит в ламинарный.

Определяем коэффициент крутизны вискограммы

5.1 Находится критическая температура для трубопровода диаметром 820мм

Так как критическая температура ниже чем конечная температура, то это значит, что на всей протяженности трубопровода будет существовать только турбулентный режим.

5.2 Находится критическая температура для трубопровода диаметром 720мм

Так как критическая температура ниже чем конечная температура, то это значит, что на всей протяженности трубопровода будет существовать только турбулентный режим.

5.3 Находится критическая температура для трубопровода диаметром 920мм

Так как критическая температура ниже чем конечная температура, то это значит, что на всей протяженности трубопровода будет существовать только турбулентный режим.

6. Проводится расчет основных параметров для трубопровода диаметром820мм

6.1 Определение оптимальной температуры подогрева нефти

По условиям предупреждения закоксовывания теплообменников и сохранения легких фракций нефти температура подогрева должна быть не выше 343-348К. Расчет проводим для наиболее жестких условий эксплуатации трубопровода, когда температура на глубине заложения трубопровода имеет наименьшее значение, а именно T_гр=270К.

Также температура не должна превышать 323К, так как при этой температуре начинает разрушаться и отслаиваться изоляция трубопровода.

Изменение температуры нефти или нефтепродукта по длине трубопровода определяют по формуле Шухова

, - для турбулентной зоны;

Так как в трубопроводе существует только турбулентный режим течения , то использоваться будет число Шу только для этого режима течения.

Подставив числовые значения, получим:

Температура в конце трубопровода при существовании в трубопроводе двух режимов течения нефти определяется по следующей формуле:

;

Эта формула существенно упрощается если в трубопроводе есть только один режим течения жидкости, в нашем случае турбулентный:

Тогда температура в начале трубопровода

Число Шухова линейно зависит от длины участка. Чем больше длина тем больше число Шухова и меньше температура в конце участка. В соответствии этому при заданной температуре в конце участка увеличение его длины приведёт к увеличению температуры подогрева нефти. Такие закономерности имеют место с увеличением диаметра трубопровода и коэффициента теплопередачи. Рост производительности напротив уменьшает число Шухова и соответственно увеличивает температуру в конце участка при фиксированной температуре подогрева, и уменьшает температуру подогрева при заданной температуре в конце участка.

,

Тогда Т_Н=Т_гр+(Т_к-Т_гр)·ехр(Шу).

Т_Н=336К, что превышает предел установленный температурной стойкостью изоляции трубопровода. Необходимо снизить Т_Н. Для этого необходима промежуточная тепловая станция. Предположим, что она находится посредине трубопровода. Тогда: l_н=76500 м

Пересчитываем Шу:

И, соответственно, Т_Н=320К.

Эта температура удовлетворяет всем условиям, предъявленным к начальной температуре подогрева нефти. Дальнейший перерасчет производится не будет.

Предыдущий расчет показал необходимость промежуточной тепловой станции. Расстояние между тепловыми станциями составляет

l_н=76500 м

Так как на всей протяженности участка трубопровода турбулентный режим течения нефти, то l_н=l_т=76500 м

6.2 Определим потери напора на трение в трубопроводе между тепловыми станциями

Потери напора на трение в трубопроводе между тепловыми станциями при наличии в трубопроводе только турбулентного режима определяют по формуле

Где h_и.т - потери в трубопроводе на трение при условии, что нефть или нефтепродукт по всей длине сохраняет начальную температуру t_н и течение турбулентное (изотермический режим при t_н), ;

Дт - поправка на неизотермичность течения.

;

где Ei - знак интегральной показательной функции, для которой имеются таблицы.

В большинстве случаев для подземных трубопроводов б₁>>K и, следовательно, слагаемым можно пренебречь, т.е. влияние радиального градиента температур практически не сказывается на потерях на трение.

Определяем кинематическую вязкость при T_н=320К

6.3 Определение числа тепловых станций

6.4 Определение суммарных потерь напора на трение для всего трубопровода

6.5 Определение полных потерь напора

Исходя из прочности арматуры и самого трубопровода максимальной рабочее давление не может превышать 5,2МПа, следовательно, напор создаваемый станцией не может превышать 560м.

6.6 Определение числа насосных станций

Запишем уравнение баланса напоров:

Т.к. , то уравнение можно записать в упрощенном виде:

,

Тогда число насосных станций :

, где

-напор создаваемый станцией, равен 560м.

Тогда

Необходимо округлить полученное значение до целого в большую сторону, иначе напора может не хватить для прокачки заданного количества нефти. n=2

Принимаем расчетные значения T_н=320К; T_к=308К; T_гр=270К.

7. Проведение расчета основных параметров для трубопровода диаметром 720мм

Расчет производится аналогично предыдущему варианту.

7.1 Определение оптимальной температуры подогрева нефти

Изменение температуры нефти или нефтепродукта по длине трубопровода определяют по формуле Шухова

, - для турбулентной зоны;

Так как в трубопроводе существует только турбулентный режим течения , то использоваться будет число Шу только для этого режима течения.

Подставив числовые значения, получим:

Температура в конце трубопровода при существовании в трубопроводе двух режимов течения нефти определяется по следующей формуле:

;

Эта формула существенно упрощается если в трубопроводе есть только один режим течения жидкости, в нашем случае турбулентный:

,

Тогда температура в начале трубопровода

Т_Н=Т_гр+(Т_к-Т_гр)·ехр(Шу).

Т_Н=334К, что превышает предел установленный температурной стойкостью изоляции трубопровода. Необходимо снизить Т_Н. Для этого необходима промежуточная тепловая станция. Предположим, что она находится посредине трубопровода. Тогда:

l_н=76500 м

Пересчитываем Шу:

И, соответственно, Т_Н=319К.

Эта температура удовлетворяет всем условиям, предъявленным к начальной температуре подогрева нефти. Дальнейший перерасчет производится не будет.

Предыдущий расчет показал необходимость промежуточной тепловой станции. Расстояние между тепловыми станциями составляет

l_н=76500 м

Так как на всей протяженности участка трубопровода турбулентный режим течения нефти, то l_н=l_т=76500 м

7.2 Определим потери напора на трение в трубопроводе между тепловыми станциями

Определяем кинематическую вязкость при T_н=319К

7.3 Определение необходимого числа тепловых станций

7.4 Определение суммарных потерь напора на трение для всего трубопровода

7.5 Определение полных потерь напора

Исходя из прочности арматуры и самого трубопровода максимальной рабочее давление не может превышать 5,2МПа, следовательно, напор создаваемый станцией не может превышать 560м.

7.6 Определение числа насосных станций

Запишем уравнение баланса напоров:

Т.к. , то уравнение можно записать в упрощенном виде:

,

Тогда число насосных станций :

, где

-напор создаваемый станцией, равен 560м.

Тогда

Необходимо округлить полученное значение до целого в большую сторону, иначе напора может не хватить для прокачки заданного количества нефти.

n=4

Принимаем расчетные значения T_н=319К; T_к=308К; T_гр=270К.

8. Проведение расчета основных параметров для трубопровода диаметром 920мм

Расчет производится аналогично предыдущему варианту.

8.1 Определение оптимальной температуры подогрева нефти

Изменение температуры нефти или нефтепродукта по длине трубопровода определяют по формуле Шухова

, - для турбулентной зоны;

Так как в трубопроводе существует только турбулентный режим течения , то использоваться будет число Шу только для этого режима течения.

Подставив числовые значения, получим:

Температура в конце трубопровода при существовании в трубопроводе двух режимов течения нефти определяется по следующей формуле:

;

Эта формула существенно упрощается если в трубопроводе есть только один режим течения жидкости, в нашем случае турбулентный:

,

Тогда температура в начале трубопровода

Т_Н=Т_гр+(Т_к-Т_гр)·ехр(Шу).

Т_Н=339К, что превышает предел установленный температурной стойкостью изоляции трубопровода. Необходимо снизить Т_Н. Для этого необходима промежуточная тепловая станция. Предположим, что она находится посредине трубопровода. Тогда:

l_н=76500 м

Пересчитываем Шу:

И, соответственно, Т_Н=323К.

Эта температура удовлетворяет всем условиям, предъявленным к начальной температуре подогрева нефти. Дальнейший перерасчет производится не будет.

Предыдущий расчет показал необходимость промежуточной тепловой станции. Расстояние между тепловыми станциями составляет

l_н=76500 м

Так как на всей протяженности участка трубопровода турбулентный режим течения нефти, то l_н=l_т=76500 м

8.2 Определение потерь напора на трение в трубопроводе между тепловыми станциями

Определяем кинематическую вязкость при T_н=323К

8.3 Определение необходимого числа тепловых станций

8.4 Определение суммарных потерь напора на трение для всего трубопровода

8.5 Определение полных потерь напора

Исходя из прочности арматуры и самого трубопровода максимальной рабочее давление не может превышать 5,2МПа, следовательно, напор создаваемый станцией не может превышать 560м.

8.6 Определение числа насосных станций

Запишем уравнение баланса напоров:

Т.к. , то уравнение можно записать в упрощенном виде:

,

Тогда число насосных станций :

, где

-напор создаваемый станцией, равен 560м.

Тогда

Необходимо округлить полученное значение до целого в большую сторону, иначе напора может не хватить для прокачки заданного количества нефти.

n=2

Принимаем расчетные значения T_н=323К; T_к=308К; T_гр=270К.

9. Определение капитальных, эксплуатационных и приведенный затрат. Сравнение вариантов по приведенным затратам и выбор наилучшего

Приведенные затраты:

,

где К - суммарные капиталовложения;

Е_н - нормативный коэффициент капиталовложений (банковский процент):

Е_н =0,15;

Э - эксплуатационные расходы.

Суммарные капиталовложения определяются суммой:

;

Здесь С_Л - капитальные вложения на 1 км трубопровода;

С_гс и С_пс - капиталовложения соответственно в одну головную и одну промежуточную (без резервуарного парка) насосные станции;

С_пср - капиталовложения в одну промежуточную насосную станцию с резервуарным парком

;

С_р - стоимость единицы объема резервуарного парка;

L_тр - расстояние транспортировки по трубопроводу;

l - длина эксплуатационного участка трубопровода;

Оптимальным является вариант с наименьшими приведенными затратами.

,

где К - капитальные затраты на строительство трубопровода;

l_р - протяженность участков трубопровода, проходящих по районам, к которым применяется территориальный коэффициент К_тер;

Эксплуатационные расходы рассчитывают по формуле

;

где К_л - капитальные вложения в линейную часть с учетом всех поправочных коэффициентов;

К_ст - капитальные вложения в насосные станции с учетов поправочных коэффициентов;

З_э - затраты на электроэнергию

;

б₁ - годовые отчисления в долях единицы на амортизацию станций (б₁ = 8,5% от капитальных затрат станции);

б₂ - годовые отчисления в долях единицы на амортизацию линейной части трубопровода (б₂ = 3,5% от капитальных затрат на трубопровод);

б₃ - годовые расходы на текущий ремонт станций (б₃ = 1,3%);

б₄ - годовые расходы на текущий ремонт трубопровода (б₄ = 0,3%);

G - годовой объем перекачки по трубопроводу, т/год;

Н_ст - дифференциальный напор, развиваемый одной станцией;

К_с - коэффициент, учитывающий снижение расхода электроэнергии при сезонном регулировании перекачки (можно принимать =1);

з_н и з_н - КПД насоса и электродвигателя;

N_с - расход электроэнергии на собственные нужды насосной станции;

С_э - стоимость 1 кВт*ч электроэнергии;

З_т - затраты на воду, смазку, топливо;

З_з - заработная плата;

П - прочие расходы (0,25% от зарплаты).

Данные по приведенным затратам:

Таблица 6.

DН, мм	К, млрд. р.	Э, млрд. р.	П, млрд. р.
720	9,56	1,35	2,784
820	7,88	1,00	2,182
920	8,29	1,16	2,404

Сравнение результатов расчетов для трех вариантов показывает, что оптимальным является вариант с D₂=820 мм. Для данного диаметра проводятся все дальнейшие расчеты.

10. Выбор основного оборудования

По заданной пропускной способности (Q=0,87 м³/с) в качестве основного выбираем насос НМ 5000-210 со сменным ротором на подачу 2500 м³/ч. При подаче 3200 м³/ч этот насос развивает около 190 м

Исходя из прочности арматуры и самого трубопровода максимальной рабочее давление не может превышать 5,2МПа, следовательно, напор создаваемый станцией не может превышать 560м.

Следовательно, необходимо последовательно соединить три таких насоса, чтобы достигнуть планируемого напора. Также необходимо один насос иметь в резерве.

В качестве подпорного выбираем насос НМП 3600-78.

Произведем пересчет характеристик насоса НМ 5000-210 с воды на нефть.

По табл. 20 для НМ 5000-210 D₂=45см, в₂=6,9см. Тогда:

По таблице 21 определим поправочные коэффициенты К_а=1,0; К_н=1,0 и К_з=1,0. Следовательно, характеристики насоса при работе на нефти остаются такими же, как при работе на воде.

Поскольку выбранные нами насосы комплектуются на заводе электродвигателями, следует проверить, соответствует ли мощность электродвигателей потребной насосу мощности.

Напор развиваемый насосом НМ 5000-210 со сменным ротором на подачу 2500 м³/ч при Q_ч=3150 м³/ч, составляет 190м. При этом з_н=0,87%. Тогда:

Это меньше номинальной мощности электродвигателя СТД 2500-2, и, следовательно, перегрузки не будет.

Также выбирается подпорный насос НМП 3600-78.

Необходимо 2 насоса: 1 рабочий и 1 в резерве, так как ГНПС имеет резервуарный парк.

Для подпорного насоса НМП 3600-78

Этот насос комплектуется электродвигателем ДС-118/44-6 номинальной мощностью 800 кВт, и, следовательно, перегрузки не будет.

11. Выполняется уточненный гидравлический и тепловой расчет нефтепровода

11.1 Распределение температуры по участку нефтепровода описывается уравнением

,

где i - гидравлический уклон, вычисляется по формуле ;

х - координата участка трубопровода;

11.2 Распределение напора по длине трубопровода описывается уравнением

;

Дт - поправка на неизотермичность течения.

;

где Ei - знак интегральной показательной функции, для которой имеются таблицы.

В большинстве случаев для подземных трубопроводов б₁>>K и, следовательно, слагаемым можно пренебречь, т.е. влияние радиального градиента температур практически не сказывается на потерях на трение.

Тогда уравнение примет вид:

.

Суммарные потери напора на трение для участка трубопровода:

Полные потери напора для участка трубопровода:

11.3 Расстановка насосных станций

Расстановка нефтеперекачивающих станций производится на сжатом профиле трассы по методу В.Г. Шухова (рис. 1).

Исходя из прочности арматуры и самого трубопровода максимальной рабочее давление не может превышать 5,2МПа, следовательно, напор создаваемый станцией не может превышать 560м.

-напор создаваемый станцией, равен 560м.

Следовательно на данном участке НС имеет некоторый запас мощности, и, соответственно, имеется возможность располагать ПНС в каких-то пределах. В данном случае от 75 до 80 км трассы.

Для обеспечения лучшей нормальной работы насосов и в целях экономии средств на капитальных затратах на строительство НС и ТС, данные станции совмещаются в насосно-тепловую станцию (НТС).



Рис. 1 Профиль трассы трубопровода и линии усредненных гидравлических уклонов

Данный график представляет расчет потерь через усредненное значение гидравлического уклона.

Известно, что гидравлический уклон изменяется в зависимости от вязкости. Это его изменение показано в листе 2.

Участок между ПНТС и Белозерской НС рассчитывается аналогично участку между Варьеганским ЦПС и ПНТС, и имеет одинаковые с ним основные характеристики.

12. Выполняется построение Q-H характеристики трубопровода

Определяются границы режимов течения.

Величина определяется по формуле , приняв Т_кр=Т_н,

Таким образом, при расходах до в трубопроводе будет только ламинарный режим.

Для определения используем следующие уравнения:

и ,

приняв что l_Т=l,

Тогда

Решаем полученную систему уравнений и находим

Таким образом при расходах от до в трубопроводе будет наблюдаться два режима: на начальном участке (в диапазоне температур 327-303К) турбулентный, а на оставшейся длине трубопровода (температура ниже 303К) - ламинарный.

При расходах выше по все длине трубопровода будет только турбулентный режим.

Также производится проверка режима работы трубопровода в летнее время. Вязкость транспортируемой нефти уменьшается и поэтому возникает опасность нарушения режима работы нефтепровода.

Регулирование работы НС выполнятся путем изменения температуры подогрева нефти. Летом ее необходимо снижать. Характеристика остается той же.

Рис. 2. Напорная характеристика трубопровода

Рис. 3 Характеристика насоса

Выполняется суммирование напоров всех насосов насосный станций трубопровода для определения рабочей точки:



Рис. 4 Суммарная характеристика насосов проектируемого трубопровода.

Строится совмещенная характеристика трубопровода и насосов, где и определяется рабочая точка:

Рис. 5 Совмещенная характеристика 6 магистральных насосов НМ 5000-210, 1 подпорного НМП 3600-78 и трубопровода.

§4. Основное и вспомогательное оборудование НМ

1. Объем резервуарного парка на ГНС

Объем резервуарного парка определяется из расчета трехдневного запаса нефти или нефтепродукта на ГНС в случае перебоя с поставками нефтепродукта и избежания простоя трубопровода, который может привести к материальным издержкам на неустойку.

Объем резервуарного парка:

Для хранения такого объема нефти необходимо установить 5 резервуаров объемом 50000м³ с плавающей крышей, для уменьшения потерь нефти.

Их размер:

Диаметр - 60,7м

Высота - 18м

2. Основное и вспомогательное оборудование НПС

Основным оборудованием на НС считаются магистральные насосы. На проектируемой станции используются магистральные насосы с приводом от электродвигателя. Нормальная работа МН обеспечивается вспомогательными системами: маслоснабжением, охлаждением и пр.

Установка для смазки подшипников насоса и электродвигателя.

Заполнение системы происходит при помощи шестеренчатого насоса. Масло направляется в бак. Во время работы насосного агрегата маслоснабжение осуществляется при помощи самовсасывающего насоса, которые соединен непосредственно с валом основного насоса. Этот насос забирает масло из бака и подает его в напорную линию системы смазки. Масло проходит фильтры, маслоохладитель и направляется к подшипникам.

3. Система смазки НПА

Масляное хозяйство насосной станции состоит из централизованной системы смазки отдельных агрегатов, общестанционной системы хранения чистого и отработанного масла и системы маслораспределения.

Система хранения и распределения масла включает в себя склад масел, систему маслопроводов чистого и отработанного масел, цех регенерации, оборудованный установками для очистки и восстановления масла и насосами для подачи масла в насосный цех.

Централизованная система смазки и охлаждения подшипников служит для подачи масла под напором к насосным агрегатам и самостоятельного отвода его в масляные баки. Для этого от блока насосов масляной системы прокладывают распределительные трубопроводы, к которым присоединяют аккумулирующий блок, отдельно стоящий на высоте не менее 3,6м. Бак служит для снабжения подшипников маслом во время остановки электродвигателей при перерывах в электроснабжении насосных станций.

4. Установка для охлаждения насосного агрегата

Эта установка предназначается для охлаждения сальников основного насоса, трансмиссионных подшипников, маслоуловителей системы смазки и воздухоохладителя электродвигателя. Воздухоохладитель находится в специальной нище в фундаменте под электродвигателем. Выходящий из электродвигателя горячий воздух охлаждается в воздухоохладителе водой, поступающей из коллектора. Из того же коллектора холодная вода подается к остальным узлам насосного агрегата.

Для охлаждения НА требуется значительное количество воды, больше чем на все остальные нужды. Поэтому целесообразно предусматривать систему оборотного водоснабжения с теплообменниками. Вода в систему подается ЦБН, один из которых резервный.

5. Пункт пуска-приема очистных устройств

Для поддержания пропускной способности нефтепровода необходимо очищать его от отложений парафинов. Наиболее эффективным способом очистки внутренней поверхности трубопровода является в настоящее время очистка с помощью скребков. Разработано много конструкций металлических скребков, в которых чистящим элементом являются диски, ножи и проволочные щетки. Скребки разных конструкций различны по эффективности удаления отложений со стенок трубы, по износостойкости и проходимости. При регулярной очистке трубопровода металлические скребки могут без чрезмерного износа проходить до 100км. По мере движения скребка по трубопроводу трение ножей и щёток о стенки трубопровода становится слабее вследствие налипания на части скребка парафина. Скорость, необходимая для движения скребка должна быть не менее 1,2-1,5м/с. Хорошей проходимостью обладают резиновые шаровые разделители, которые предназначаются для очистки трубопровода от парафинов. Лучше применять резиновые шары, оплетенные металлической цепью, или шаровой резиновый скребок типа СШ, изготовленный из износоустойчивой резиновой смеси с пластмассовыми и металлическими резцами круглой формы, запрессованными в его оболочку с внешней стороны. Оптимальная периодичность пропускания скребков зависит от скорости запарафинивания трубопровода либо его засорения. Запарафинивание нефтепровода снижает его пропускную способность, чем больше интервал между запусками скребка, тем больше будут убытки. Однако чем меньше интервал между запусками скребков, тем больше будут затраты на скребки. Оптимальная периодичность пропуска скребков соответствует варианту, когда сумма убытков от запарафинивания трубопровода и затрат на пропуск очистных устройств минимальна.

§5. Оборудование для подогрева нефти

Для подогрева нефти и нефтепродуктов насосно-тепловые и тепловые станции оборудуют подогревателями различных конструкций.

Резервуары головной станции оборудуют трубчатыми подогревателями (змеевиковыми или секционными). Нагрев в резервуаре нецелесообразен из-за больших потерь тепла от стенок резервуара в окружающую среду и увеличения потерь легких фракций за счет усиленного испарения при подогреве. Для снижения потерь тепла резервуары можно оборудовать тепловой изоляцией.

Подогрев до температуры перекачки производится в паровых или огненных подогревателях.

Наибольшее распространение из паровых подогревателей получили многоходовые теплообменники с плавающей головкой

В данном дипломном проекте предполагается подогрев нефти в огневой радиантно-конвекционном подогревателе.

Он представляет собой печь, топливом для которой может быть газ или перекачиваемый продукт или нефть.

На листе 7 представлена принципиальная схема радиантно-конвекционной печи.

Краткое описание ПТБ (печь трубчатая блочная)

1. Назначение.

Печь ПТБ - 10 предназначена для подогрева сырой нефти.

Сырая нефть подходит к печи двумя потоками, каждый поток разделяется перед входом в печь на 4 участка. Далее она протекает вверх через 8 труб каждого участка.

2. Топливный газ.

Топливный газ поступает в форме нефтяного попутного газа.

К горелкам печи газ поступает по трём линиям:

линия подачи основного газа

байпасная линия

линия запального газа

На линии основного газа установлены: (по ходу газа к горелкам)

1 - рабочая задвижка

2 - фильтр газовой пыли

3 - полноподьёмно-предохранительный клапан ( ППК )

4 - регулирующий клапан ( РК )

5 - рабочая задвижка

6 - клапан - отсекатель Ду 100

7 - клапан - отсекатель Ду 100

8 - рабочая задвижка перед горелкой ( 4 шт. )

Линия запального газа врезана отводом из линии основного газа

На ней установлены: (по ходу газа к горелкам)

10 - рабочая задвижка подачи газа

11 - клапан - отсекатель Ду 25

12 - клапан - отсекатель Ду 25

13 - рабочая задвижка перед горелкой ( 4 шт. )

3. Продувочный газ.

Продувочным газом является газ, который выходит из промежуточных клапанов, клапанов - отсекателей, а также из клапана ППК

4. Промывочный газ.

Промывочный газ есть смесь газа и воздуха, который перед вводом в эксплуатацию печи продувается.

Линии промывочного газа Ду 25 врезаны в линии основного и запального газа, затем выводятся выше камеры сгорания в атмосферу.

5. Работа печной установки.

5.1 Предпосылки:

наличие протоколов о проведённых испытаниях

наличие вспомогательной электроэнергии

наличие расхода нефти через трубную систему печи

наличие топливного газа в печи

продувка промывочного газа.

правильная настройка газо-воздушного соотношения согласно местного состава газа в блоке управления и сигнализации

открытие задвижек должно гарантировать равномерный расход газа на основных горелках и горелках запального газа

5.2 Пуск печи в работу.

крышка регулирования воздуха закрывается

задвижка воздуха перед топочными камерами открываются

включается вентилятор (показывает мигающим светом)

крышка регулирования воздуха должна в течении 2-3 х минут, чтобы проветрить топочные камеры и камеру теплоносителя

после окончания времени проветривания крышка регулирования запирается и мигающий свет переходит на непрерывный свет

открыть задвижку запального газа

давление запального газа должно быть больше 0,4 кг/см2 избыточного давления

при готовности к розжигу печи, начинается процесс розжига

немного открыть крышку регулирования воздуха

нажать кнопку старта

устройство зажигания приводится в действие не менее 3 мин

открываются клапана - отсекатели

запальные форсунки зажигаются, и реле контроля горения даёт сигнал мигающим светом, что запальные форсунки зажглись

задвижкой отрегулировать устойчивость запальных факелов

если все или хотя- бы одна горелка не зажглась в течении 15-20 сек, проветриваются камеры сгорания и камера теплоносителя, и процесс растопки с изменённой регулировкой газа или воздуха повторяется

если запальные горелки работают устойчиво, необходимо открыть задвижку основного газа

нажатием кнопки выключателя открыть клапана - отсекатели. Сигнал мигающим светом реле контроля горения переходит на непрерывный свет

при устойчивом горении главных факелов, нажатием кнопки закрываются клапана - отсекатели, и этим самым отключаются запальные форсунки

задвижки запального газа закрываются.

Этим пуск печи закончен.

Система контроля и автоматики позволяет оператору следить за ходом процесса подогрева нефти и обеспечивает автоматическую защиту печи при нарушении заданного технологического режима. Присутствие рабочего персонала во время работы печи обязательно. Пропускная способность одной печи - 800 м³/ч, при этом печь нагревается от 35⁰ до 65⁰С. Максимальное рабочее давление нефти на входе в змеевик не должно превышать 6,5МПа. Теплопроизводительность печи составляет 10500кВт, а КПД достигает 0,77, что свидетельствует о ее высокой тепловой эффективности.

Глава II. Сооружение перехода под автомобильной дорогой методом горизонтального бурения

1. Прокладка защитных кожухов методом горизонтального бурения

Проектируемый нефтепровод на своём пути пересекает ряд автомобильных дорог.

Подземные переходы трубопроводов через автомобильные дроги дороги должны выполняться в соответствии со СНиП 2.05.06. - 85.[3]

Прокладывать трубопроводы под автомобильными дорогами можно двумя способами: обычным (открытым) и бестраншейным (закрытым).

В первом случае нормальная работа транспорта нарушается, так как насыпь подвергается разрытию (рытье траншей) и дорога перекрывается на время работ, а для транспорта устанавливается временный объезд. При сооружении перехода трубопровода под объектом открытым способом используются обычные машины, применяемые при строительстве линейной части трубопровода.

Для того чтобы не прерывать движения транспорта, сооружение перехода в основном ведется бестраншейным способом.

Прокладка трубопроводов осуществляется в специальные металлические кожухи, защищающие трубопровод от воздействия внешних нагрузок, грунтовых вод и блуждающих токов, а дорогу - от разрушения при авариях трубопровода и разрытия в случае ремонта последнего. Диаметр трубы-кожуха принимается на 100-200 мм больше диаметра трубопровода.

Сооружение перехода начинается разработкой горизонтальной скважины с одновременной закладкой в нее трубы - кожуха. Затем в патрон помещают рабочую трубу, опирающуюся на дно патрона через специальные ползунковые или роликовые опоры, предохраняющие её изоляцию от повреждения.

Разработка скважин и прокладка трубы - кожуха совместно с соответствующими им подготовительными работами занимает основную долю в общем объеме работ по сооружению перехода.

Принята следующая классификация методов бестраншейной прокладки трубопроводов:

- прокол;

- продавливание;

- проталкивание;

- бурение.

Каждый метод имеет свои преимущества и недостатки, а, следовательно, и свою область рационального применения.

Метод горизонтального бурения - один из наиболее механизированных. Сущность его состоит в механической разработке горизонтальной скважины с одновременной или последующей прокладкой в нее трубы - патрона. Существует большое число машин, работающих этим методом.

В современной практике строительства предпочтение отдается способам сухой разработки и удаления грунта. Широкое распространение получили шнековые машины горизонтального бурения, среди которых установки типа УГБ (ГБ) наиболее совершенны. Принцип действия этих машин основан на непрерывной механической разработке грунта специальной фрезой и его эвакуацией из скважины свободноплавающим шнеком.

Особенности данного метода:

- разработка грунта по площади сечения скважины несколько опережает продвижение защитного кожуха (трубы-патрона) в скважину;

- работка и удаление грунта производится одновременно.

Прокладку кожухов методом горизонтального бурения осуществляют либо путем последовательного наращивания их звеньями, либо на всю длину предполагаемой прокладки.

Подготовка участка перехода трубопровода под дорогой и монтаж машины производятся следующим образом. По обеим сторонам дороги в месте сооружения перехода отрывают рабочий и приемный котлован. Рабочий котлован представляет собой траншею, длина которой на 8-12 м больше длины прокладываемой трубы, а ширина в верхней части на 1-2 м больше ширины машины и в нижней - на 1-1,5 м больше наружного диаметра трубы. Котлован должен быть на 0,7-1 м глубже проектной отметки положения нижней образующей трубы - патрона. В конце рабочего котлована отрывается поперечная траншея шириной 1-1,5 м и длиной 7-10 м под якорь. Она образует с рабочей траншеей фигуру в виде буквы Т. На дно рабочего котлована устанавливают роликовые опоры на расстоянии 6-10 м друг от друга. На бровке рабочего котлована выкладывают, стыкуют и сваривают трубы. Длина изготовленной таким образом трубы должна быть на 6-8 м больше необходимой длины скважины. В готовую трубу "затаривается" шнек при помощи бульдозера и трубоукладчика. Затем трубу - патрон с уложенным шнеком и укрепленной на его конце режущей головкой спускают в рабочий котлован при помощи двух трубоукладчиков и укладывают на роликовые опоры. На задний конец трубы устанавливают и закрепляют стяжными хомутами саму машину, одновременно соединив конец шнека с валом привода. В поперечную траншею укладывают якорь в виде специального упорного бруса или двух труб диаметром 426-529 мм. К брусу крепят кран - блок полиспаста и запасовывают в систему блоков трос, идущий от лебедки.