Эксплуатационная надежность МН обеспечивается применением эффективных методов испытаний труб на заводах-изготовителях, гидравлических испытаний в период строительства, а также в период эксплуатации при проведении переиспытаний МНП.

Каждая труба на отечественных трубных заводах должна проходить кратковременные гидравлические испытания (не менее 20 с) гидравлическим давлением, при котором в трубе создается напряжение, равное 80 % от нормативного предела текучести металла у_т для бесшовных труб и 95 % у_т для всех остальных труб.

Испытание проводят гидравлическим способом (водой). Для предохранения трубопровода от коррозии в процессе испытаний вода должна иметь рН в пределах 6,0-9,0, а содержание механических примесей не должно превышать 60 мг/л. В зависимости от категорий участков трубопроводов и их назначения принимают от одного до трех этапов испытаний, с определенными максимальными величинами давлений в нижней точке трубопровода, при проверке на прочность 24 часа и проверке на герметичность 12 ч.

Предпусковые испытания на первом этапе проводятся после сварки на стапеле или площадке до нанесения изоляции для участков путепроводов при переходе через водные преграды.

Второй этап испытаний проводится после укладки, но до засыпки, а третий - испытания одновременно с прилегающими участками.1этап (Р-1.5Рраб, время выдержки 6часов), 2этап(Р-1.25Рраб, время выдержки 12часов), 3 этап (Р- 1.1Рраб, время выдержки 24 часов)

Испытательное давление в наиболее высокой точке трассы принимается не менее 1,1 р_раб для участков категорий III--IV, 1,25 Рр_аб для участков I и II категорий, 1,5 р_ра6 для трубопроводов категории В (р_раб - рабочее давление трубопровода).

Гидравлические испытания трубопроводов водой при отрицательной температуре воздуха допускаются только при условии предохранения трубопровода, линейной арматуры и приборов от замораживания. МН испытывают отдельными участками, ограниченными заглушками или линейной арматурой.

При эксплуатации нефтепроводов для повышения надежности и безопасности осуществляют внутритрубную диагностику, по результатам которой производится выборочный ремонт участков трубопровода.

Выявление дефектов различного уровня, не обнаруженных при неразрушающем контроле, а также проверка прочности трубопровода для оценки его возможности работать с проектной пропускной способностью, т.е. при проектных рабочих давлениях, могут быть обеспечены только при проведении гидравлических переиспытаний.

При испытании повышенным давлением выявляются опасные дефекты, которые могли бы привести к авариям. Например, при испытаниях под давлением, соответствующим напряжению 0,95 у_т, за счет релаксации устраняются остаточные сварочные напряжения, меняется геометрия дефектов и остаточное поле напряжений, в результате замедляется рост дефектов.

Гидравлические переиспытания нефтепроводов должны проводиться:

на нефтепроводах, на которых по различным причинам не может проводиться внутритрубная диагностика (конструктивные особенности, недостаточный режим перекачки и др.);

перед вводом в работу нефтепроводов, которые были выведены из эксплуатации на срок 3 года и более без освобождения от нефти, независимо от того, проводилась на этих нефтепроводах перед выводом их из эксплуатации внутритрубная диагностика или не проводилась;

перед вводом в работу нефтепроводов, которые были выведены из эксплуатации на срок 1 год и более с освобождением от нефти, независимо от того, проводилась на этих нефтепроводах перед выводом их из эксплуатации внутритрубная диагностика или не проводилась.

Протяженность испытываемых участков определяется исходя из максимального и минимального испытательного давления и не должна превышать 30-40 км.

Давление переиспытания и испытания, как правило, рассчитывается так, чтобы по результатам испытаний и устранения выявленных дефектов трубопровод готов был к работе на проектных давлениях. Давление гидравлического испытания в нижней точке испытываемого участка МН определяется по формуле

где д - минимальная толщина стенки трубы, м; D - номинальный наружный диаметр трубы, м; R - расчетное значение напряжения, которое определяется по формуле

R = kу_T , (1.93)

где к - коэффициент, устанавливающий испытательное давление при гидравлических испытаниях в зависимости от заданного уровня долговечности трубопровода на период после испытаний; к - 0,8 для бесшовных труб и 0,95 для всех остальных труб; у_т - нормативный предел текучести стали трубы, МПа.

Прочность трубопровода зависит от относительной глубины дефекта (рис. 1.30) ц = h/д, где h - глубина дефекта; д -толщина стенки трубы.

Сниженное рабочее давление по результатам испытаний определяется по формуле



где р*_сп - испытательное давление, определяемое по формуле (1.92); р_раб - проектное рабочее давление.

Перед проведением испытаний необходимо определить перечень работ, сроки их выполнения, численность персонала и необходимые для этого материально-технические ресурсы и средства.

Для проведения испытаний требуется разработать Проект производства работ (ППР), включающий в себя проект организации испытаний (ПОИ) и проект производства испытаний (ППИ), сделать заявку на остановку нефтепровода и подготовить документы о предупреждении организаций, ведущих работы в зоне испытываемого участка.

В ПОИ указываются: технологическая схема проведения испытаний; протяженность испытываемых участков; испытательное давление; привлекаемый для испытаний персонал; даты и время начала и окончания испытаний (по участкам); точные границы участков и параметры испытаний (давление испытания на опрессовочных агрегатах, контрольное давление на постах наблюдений); время прибытия персонала на закрепленные объекты трубопровода; режимы работы и отдыха обслуживающего персонала в период испытаний и другие необходимые сведения. Технологическая схема проведения испытаний включает профиль трассы, эпюры испытательных давлений по длине трубопровода, технологические схемы трубопроводов с имеющейся и устанавливаемой арматурой, ситуационный план трассы в пределах охранной зоны, сведения о раскладке труб по трассе, эпюры давлений при предыдущих гидравлических испытаниях, границы испытываемых участков и последовательность их испытаний, места расположения постов наблюдения, наполнительных и опрессовочных агрегатов, приборов для измерения давления и температуры, места размещения бригад аварийно-восстановительных служб, схему организации оперативной связи и иные необходимые сведения и данные.

ППИ разрабатывается на основе ПОИ и должен предусматривать комплекс организационно-технических мероприятий подготовительных работ и порядок (технологию) проведения испытаний МН. Организационно-технические мероприятия включают согласование сроков и порядок испытаний нефтепровода с местными органами власти, органами ГУ ГПС МВД РФ и Госгортехнадзора, Минприроды России, Государственной бассейновой инспекцией, с землепользователями, поставщиками и потребителями нефти, с организациями и предприятиями, эксплуатирующими сооружения и коммуникации, пересекающие МН или расположенные в пределах его охранной зоны.

В ППИ уточняются источники и места забора воды для заполнения МН, а также необходимые устройства и системы для отделения нефти от воды с последующей ее утилизацией. В ППИ также разрабатываются мероприятия по укомплектованию рабочих бригад инженерно-техническими кадрами, по обеспечению служб техническими средствами: транспортом, ремонтными механизмами, агрегатами, инструментами, а также средствами связи, необходимыми материалами, приспособлениями для безопасного ведения работ и т.п.

Испытания предусматривают следующие основные этапы:

1. Освобождение нефтепровода от нефти и очистку его полости от отложений перед испытаниями.

2. Заполнение испытываемого участка водой магистральными насосами НПС или наполнительными агрегатами.

3. Повышение давления в трубопроводе до испытательного опрессовочными агрегатами.

4. Выдержка МН под испытательным давлением и наблюдение за показаниями приборов контроля давления и температуры воды.(не менее 12 часов для проверки на герметичность)

В процессе выдержки под испытательным давлением может наблюдаться изменение температуры воды и стенки трубы, вследствие этого будет изменяться давление в трубопроводе.

При изменении температуры происходит:

увеличение (уменьшение) объема за счет удлинения (сжатия) металла трубы

резкого падения давления на испытываемом участке МН;

подъема давления на участках, соседних с испытываемым;

обнаружения выхода воды;

возникновения непредвиденных обстоятельств, при которых продолжение испытаний может привести к аварии или опасной ситуации.

Выявленные при испытаниях дефекты должны быть устранены в порядке, предусмотренном действующими нормативными документами.

Результаты гидравлических испытаний МН на прочность и герметичность признаются удовлетворительными, если во время испытаний не произошло разрывов, видимых деформаций, падения давления, а в основном металле, сварных швах, корпусах арматуры, разъемных соединениях и в местах приварки патрубков не обнаружено течи и отпотин.

О проведении гидравлических испытаний каждого из участков МН составляется акт, к которому прилагаются:

график режима испытаний участка МН;

диаграммы с записью в непрерывном режиме давления и температуры воды;

акты на устранение выявленных дефектов и повреждений.

Меры безопасности при проведении гидравлических испытаний должны быть отражены в документации. В частности, при испытаниях устанавливается охранная зона по 100 м в обе стороны от оси трубопровода. Размещение людей, механизмов и оборудования в охранной зоне запрещается.

5. Основные показатели магистрального нефтепровода

Таблица 1. Исходные данные:

Параметры	Значения
dТРнар- диаметр трубопровода наружный, мм	630
Марка стали	12Г2С
t0- температура при сварке замыкающего стыка	-26
t0-температура эксплуатации трубопровода	25
Р1 - рабочее давление насосной станции кгс/см2	56
Тип грунта	суглинки
с - плотность, кг/м3	0,850
си- радиус естественного изгиба трубопровода, м	800

Определение толщины стенки трубопровода

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

, (1.1.1)

где n - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе (СНиП2.05.06-85*табл. 13); n₁=1,15 для нефте- и нефтепродуктопроводов, работающих по системе из «насоса в насос»; n₁=1,1 - во всех остальных случаях.

Р, МПа -рабочее давление в трубопроводе;

D_H, мм -- наружный диаметр трубы;

R₁ --расчетное сопротивление растяжению, определяется по формуле:

, (1.1.2)

где m- коэффициент условий работы трубопровода (СНиП 2.05.06-85* табл. 1); m₀=0,9;

k₁ - коэффициент надежности по материалу (СНиП 2.05.06-85 * табл. 9); К₁=1,34;

k_н- коэффициент надежности по назначению трубопровода, для трубопроводов D<1000 мм (СНиП 2.05.06-85* табл. 11); К_н=1;

R₁^н - нормативное сопротивление растяжению металла труб и сварных

соединений, принимается равным минимальному значению временного сопротивления у_вр, МПа, у_вр=540 Мпа.

R₁= = 315.

д = = 8 мм.

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего большего значения дн, предусмотренного государственными стандартами и техническими условиями, равного д_н=8 м. При расчете толщины стенки трубы запас на коррозию не предусматривается.

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

; (1.1.3)

где ш₁ - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяемый по формуле:

; (1.1.4)

где у_прN - продольное осевое сжимающее напряжение, МПа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла труб, определяется по формуле:

; (1.1.5)

где б=град - коэффициент линейного расширения металла трубы;

Е=2,06 *10⁵ МПа - переменный параметр упругости (модуль Юнга);

м=0,26-0,33 - переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона);

D_н, мм - диаметр трубы.

-расчетный температурный перепад.

у_пр.N = - 1,2*10^-5*2,06 *10⁵*51+0,3* = -71,15 МПа.

Знак «минус» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений. Поэтому вычисляем коэффициент ш₁, учитывающий двухосное напряженное состояние металла.

Абсолютное значение максимального положительного или отрицательного температурного перепада определяют по формулам:

град; (1.1.6)

?_{t (+)}= = 38,23 град.

град. (1.1.7)

?_{t (-)}= = 89,2 град.

К дальнейшему расчету принимаем больший перепад температуры ?T=51 град.

ш₁ = = 0,99.

д = = 8 мм.

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего большего значения дн, предусмотренного государственными стандартами и техническими условиями.

Проверка на прочность подземного трубопровода в продольном направлении

Проверку на прочность следует производить из условия:

; (1.2.1)

где у_прN - продольное осевое напряжение, МПа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий:

(1.2.2)

ш₂ - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (у_прN >0) принимаемый равным единице, при сжимающих (у_прN <0) определяемый по формуле:

, (1.2.3)

где у_кц - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле:

МПа; (1.2.4)

у_кц = = 237,9 МПа.

ш₂ = = 0,37.

Вычисляем комплекс

ш₂*R₁=0,37*237,9 =119,3 МПа.

Так как |-70,1|>113,3, то условие прочности трубопровода выполняется.

Проверка на предотвращение недопустимых пластических деформаций

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

; (1.3.1)

; (1.3.2)

где у_пр^н - максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, МПа;

ш₃ - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих продольных напряжениях (у_пр^н >0) принимаемый равным единице, при сжимающих (у_пр^н <0) определяемый по формуле:

; (1.3.3)

где, R₂^н - нормативное сопротивление сжатию металла труб и сварных соединений, принимается равным минимальному значению предела текучести у_тек = R₂^н,МПа;

у_кц^н - кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, МПа, определяемые по формуле:

 МПа; (1.3.4)

у^н_кц = = 216,3 МПа.

Максимальные суммарные продольные напряжения у_пр^н определяются от всех (с учетом их сочетания) нормативных нагрузок и воздействий с учетом поперечных и продольных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики. В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков трубопровода при отсутствии продольных и поперечных перемещений трубопровода, просадок и пучения грунта максимальные суммарные продольные перемещения от нормативных нагрузок и воздействий - внутреннего давления, температурного перепада и упругого изгиба определяются по формуле:

; (1.3.5)

где Rи, м - минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода.

; МПа;

; МПа.

Проверку выполняем по наибольшим по абсолютному значению продольным напряжениям у_пр^н, МПа.

у^н_пр1 = = - 64,8 МПа.

у^н_пр2= = 179,2 МПа.

ш₃= = 0,52.

Вычисляем комплекс

МПа;

МПа;

= = 216,3 МПа.

= 0,63* = 343 МПа.

Так как |-64,8|<179,2 и 216,3<343, т.е. неравенство выполняется, то следовательно, недопустимые пластические деформации трубопровода отсутствуют.

Проверка обшей устойчивости трубопровода в продольном направлении

Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы следует производить из условия:

; (1.4.1)

где S - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, Н или МН;

N_кр -- продольное критическое усилие, Н или МН, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода.

Для суглинистого грунта принимаем G_гр=20 кПа, ц_гр=20⁰.

Эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода S следует определять от расчетных нагрузок и воздействий с учетом продольных и поперечных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики. В частности, для прямолинейных участков трубопровода и участков, выполненных упругим изгибом, при отсутствии компенсации продольных перемещений, просадок и пучения грунта S определяется по формуле:

, (1.4.2)

где град; (1.4.3)

F- площадь поперечного сечения трубы:

м²; (1.4.4)

F= = 0,012 м².

?T=16- (-35)=51 град.

S= = 2 МН.

Для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае пластической связи трубы с грунтом продольное критическое усилие находится по формуле:

, Н или МН; (1.4.5)

где Р₀ - сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины;

J- осевой момент инерции металла трубы, определяется по формуле:

м⁴; (1.4.6)

J= = 5,76*10^-5 м².

q_верт - сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, обусловленное весом грунтовой засыпки и собственным весом трубопровода, отнесенное к единице длины, Н/м:

. (1.4.7)

где n_гр - коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, применяется равным 0,8; г_гр - удельный вес грунта; h₀ - высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до поверхности грунта h₀=1; q_тр - расчетная нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода (q_м+q_и) и перекачиваемым продуктом q_пр.

; (1.4.8)

;

где n_с.в - коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса, равный 1,1, а при расчете на продольную устойчивость и устойчивость положения равный 0,95; г_м - удельный вес металла, из которого изготовлены трубы, для стали г_м=78500 Н/м³; D_н, d - соответственно наружный и внутренний диаметры трубы.

Нагрузка от собственного веса металла трубы определяется по формуле:

q_м=0,95*78500* = 1023 Н/м.

Нагрузка от собственного веса изоляции принимаем 10 % от q_м, т.е. q_и=102,3 Н/м.

Нагрузка от веса нефтепродукта, находящегося в трубопроводе единичной длины, определяется по формуле:

Нагрузка от веса нефти, находящейся в трубе единичной длины:

 , Н/м; (1.4.9)

q_пр=850*9,81*3,14*0,630²/4=1501 Н/м.

Вычисляем нагрузку от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемым нефтепродуктом по формуле:

q_тр= q_м+q_и+q_пр,

где q_и - нагрузка от собственного веса изоляции для подземных трубопроводов.

q_тр=1023+209,4+1501=3626 Н/м.

q_верт = 0,8*19000*0,630* = 8308 Н/м.

Сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины определяется по формуле:

; (1.4.10)

где С_гр, кПа - коэффициент сцепления грунта (табл.1); Р_гр - среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом;

_гр , - угол внутреннего трения грунта (табл.1).

P₀=3,14*0,630*(20000+19000*tg20)=9607 Па.

N⁽¹⁾ _кр=4,09* = 8,5*10⁶ Н.

Таблица 2 Расчетные характеристики уплотненных влажных грунтов Средней полосы России

Грунт	, градус	fгр=tg	сгр, кПа	ггр, кН/мі
Гравелистый песок Песок средней крупности Мелкий песок Пылеватый песок Супеси Суглинки Глины Торф	36?40 33?38 30?36 28?34 21?25 17?22 15?18 16?30	0,7?0,8 0,65?0,75 0,6?0,7 0,55?0,65 0,35?0,45 0,3?0,4 0,25?0,35 0,3?0,5	0?2 1?3 2?5 2?7 4?12 6?20 12?40 0,5?4	25,5 23,0 21,2 20,5 19,7 19,0 16,8 7,0

Таблица 3 Коэффициент постели грунта при сжатии

Грунт	k0, МН/м3	Грунт	k0, МН/м3
Торф влажный Плывун Глина размягченная Песок свеженасыпанный	0,5?1,0 1?5 1?5 2?5	Песок слежавшийся Глина тугопластичная Гравий	5?30 5?50 10?50

Среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом вычисляется по формуле:

; (1.4.11)

где n_гр=0,8 - коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта;

г_гр, кН/м³ -удельный вес грунта (табл.1);

h₀, м - высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до поверхности грунта или глубина заложения трубопровода; q_тр --расчетная нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемым продуктом.

P_гр= = 1276 Па.

Следовательно,

m₀* N⁽¹⁾ _кр=0,9*8,7*10⁶=7,6 МН.

Проверяем

Т.к. 2<7,6, то в случае пластической связи трубопровода с грунтом общая устойчивость трубопровода в продольном направлении будет обеспечена.

Продольное критическое усилие для прямолинейных участков трубопроводов в случае упругой связи с грунтом определяем по формуле:

, МН; (1.4.12)

где к₀, МН/м³ - коэффициент нормального сопротивления грунта, или коэффициент постели грунта при сжатии (табл.2).

N⁽²⁾ _кр=2*v25*0,630*2,06*10⁵*5,7*10^-5=34,5 МН.

Следовательно

m₀* N⁽²⁾ _кр=0,9*86=77,4 МН.

Т.к. 2<77,4, то условие устойчивости прямолинейных участков нефтепродуктопровода обеспечено.

Проверим общую устойчивость криволинейных участков трубопровода, выполненных с упругим изгибом:

Вычисляем параметры:

; (1.4.13)

, (1.4.14)

где - радиус упругого изгиба трубопровода, соответствующий рельефу дна траншеи.

и_в= = 0,03.

Z_в= = 173,62.

По номограмме определяем коэффициент - (рис.1).

Размещено на http://allbest.ru

в_N=23.

Для криволинейных (выпуклых) участков трубопровода, выполненных упругим изгибом, в случае пластической связи трубы с грунтом критическое усилие рассчитывается по 2-м условиям:

(1.4.15)

N⁽³⁾ _кр=19*³v23213,4²*2,06*10¹¹*35,2*10^-5=4,6*10⁶ Н.

m₀* N⁽³⁾ _кр=0,9*4,6*10⁶=4,17 МН.

Т.к. 2<4,17, то условие устойчивости криволинейных участков выполняется.

МН; (1.4.16)

N⁽⁴⁾ _кр=0,375*23213,4*1000=2,49*10⁶ Н.

m₀* N⁽⁴⁾ _кр=0,9*2,49*10⁶=2,24 МН.

Т.к. 2<2,24, то условие устойчивости криволинейных участков выполняется.

Увеличение толщины стенки трубы, и пересчет всех параметров, зависящих от толщины стенки трубы, привело к еще большему увеличению разницы между фактическим эквивалентным продольным усилием в сечении трубы (S) и критическим усилием (N⁴_кр). Исходя из необходимости выполнения всех выше приведенных условий устойчивости трубопровода, можно увеличить устойчивость криволинейных участков, увеличив радиус изгиба трубопровода:

м. (1.4.17)

R_вmin = = 7,8*10^-4 м.

Тогда в случае упругой связи трубопровода с грунтом общая устойчивость трубопровода в продольном направлении будет обеспечена.

6. Гидравлический расчет нефтепровода

Таблица 4 Исходные данные:

Qг, млн.т/год	100
Длина трассы L, км	400
Разность отметок начала и конца трубопровода AZ=Z2-Z1, м	51
Средняя расчетная кинематическая вязкость при температурах грунта на глубине заложения трубопровода нp, см2/сек	0,55
Средняя плотность при данном диапазоне измерения температур с, т/м3	0,830
Давление, развиваемое насосной станцией Р1 кгс/см2	56
Остаточное давление в конце перегона Р2, кгс/см2	2,0
Средняя абсолютная шероховатость для нефтепроводных труб после нескольких лет эксплуатации е, мм	0,2
Наружный диаметр трубопровода D, мм	630

7. Определение расчетной пропускной способности

Секундный расход нефти:

, м³/с (2.1.1)

где N_г - расчетное число рабочих дней для магистрального нефтепровода в зависимости от диаметра и его длины определяется по таблице

Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов

Протяженность, км	Диаметр нефтепровода, мм
	до 820 включительно	свыше 820
до 250 свыше 250 до 500 свыше 500 до 700 свыше 700	357 356/355 354/352 352/352	355 353/351 351/349 349/350

Примечание. В числителе указаны значения N_г для нормальных условий прокладки, в знаменателе - при прохождении нефтепроводов в сложных условиях, когда заболоченные и горные участки составляют не менее 30% общей протяженности трассы.

Q_с= = 0,414 м³/ч.

Внутренний диаметр трубопровода:

d = D -2*д, м. (2.1.2)

D_вн=630-2*8=614 мм.

Средняя скорость течения нефти по трубопроводу рассчитывается по формуле:

, м/с. (2.1.3)

V= = 1,43 м/с.

Проверка режима течения:

. (2.1.4)

Re = = 1437.

Относительная шероховатость трубы при k_е=0,2 мм.

е= е/ d, (2.1.5)

е=0,2/0,630=0,00032.

Первое переходное число Рейнольдса определяется по формуле:

Re₁=10/е, (2.1.6)

Re₁=10/0,00032=154500.

Так как Re<Re₁, то нефть происходит в зоне гидравлически гладких труб и коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Блазиуса:

, (2.1.7)

л= = 0,051

Гидравлический уклон находим по формуле:

(2.1.8)

i = = 0,0069

Потери напора на трение в трубопроводе:

м (2.1.9)

h_тр=0,0069*400000=2774 м.

Потери напора на местные сопротивления:

м (2.1.10)

h_мс=0,02*2774=55,47 м.

Полные потери напора в трубопроводе:

м (2.1.11)

где ?z - разность геодезических отметок конца z₂ и начала z₁ трубопровода

H=2774+55,47+20=2884 м.

Расстановка насосных станций

Напор, развиваемый одной насосной станцией:

м (2.2.1)

Н_ст= = 650,6 м.

Необходимое число насосных станций:

, (2.2.2)

n= = 4,3.

округляем количество насосных станций в большую сторону до 5.

Округляем расчетное число станций в меньшую сторону, т.е. примем n₂=4. В этом случае суммарного напора недостаточно для компенсации гидравлических потерь в трубопроводе. Уменьшим гидравлическое сопротивление с помощью лупинга, приняв его диаметр равным диаметру основной магистраль.

Размещение насосных станций по трассе нефтепровода выполняем по методу В.Г.Шухова (см. рис. 1). Из точки начала нефтепровода в масштабе высот (М 1:20) откладываем напор, развиваемый всеми станциями:

УН_ст=Нст*nст, м,

У Н_ст=650,6*4=2602 м.

Фактическая производительность:

м³/с; (2.2.3)

Q₁ = 0,414* = 0,414 м³/с.

где m=….. коэффициент [2, табл 5.3]; m= 0,123.

2.4. Если нет ресурсов для увеличения расчетного расхода, то станции будут работать на пониженном напоре, а именно:

м, (2.2.4)

Н_ст1= = 568,8 м.

Гидравлический уклон лупинга для переходной зоны:

(2.2.5)

где щ=0,297- для зоны Блазиуса.

Я_л=0,297*0,0069=0,002.

Необходимая длина лупинга:

(2.2.6)

x_л= 568,8* = 49630 м = 49,6 км.

Размещение насосных станций и лупингов выполнено по методу В.Г. Шухова (см.рис.2). Откладываем в масштабе высот отрезок ОМ, представляющий собой суммарный напор четырех станций. Далее в точках М и В, как в вершинах, строим параллелограмм гидравлических уклонов. Стороны параллелограмма параллельны линиям nt и kt треугольников гидравлических уклонов. Отрезки en и еk представляют потерю напора на стокилометровом участке трубопровода. Отрезок ОМ делим на две равные части и из точки деления строим подобный параллелограмм со сторонами, параллельными первому. Точки пересечения сторон параллелограмма с профилем определяют зоны расположения станций. Для второй станции зона возможного расположения определяется расстоянием аа₁. Лупинг ставят в конце перегона, чтобы труба испытывала меньшие внутренние давления по длине.

Размещение насосных станций по трассе нефтепровода выполняем по методу В.Г.Шухова, изложенной в [1]. Например, из точки начала нефтепровода в масштабе высот откладываем напор, развиваемый всеми четырьмя станциями УH_ст= H_ст · 5 = 568,8*5=2844 м, по длине трассы нефтепровода L=400 км.

Точку А соединяем с точкой В прямой линией. Уклон этой линии больше гидравлического уклона, т.к. округление станций сделано в большую сторону. Прямую ОА делим на 4 равных отрезка, т.е. каждый отрезок представляет собой напор одной станции. Из точек деления проводим линии, параллельно наклонной прямой АВ. Точки пересечения с профилем дают местоположение станций от 1 до 5.

Определение объема резервуарных парков в системе магистральных нефтепроводов

На магистральных нефтепроводах резервуарные парки размещаются:

- на головной насосной станции;

- на границах эксплуатационных участков;

- в местах подкачки нефти с ближайших месторождений или сброса нефти попутным потребителям.

Суммарный объем резервуарных парков в системе магистрального нефтепровода равен:

, (2.2.7)

V_р=149100

где - суточный объем перекачки нефти по трубопроводу; nэ - число эксплуатационных участков протяженностью 400…600 км; nу- число насосных станций на границе эксплуатационных участков (где выполняются приемо-сдаточные операции).

Суммарный полезный объем резервуарных парков нефтепровода ориентировочно распределяется следующим образом:

- головная насосная станция 2….3

- НПС на границе эксплуатационных участков 0,3…0,5

- то же при проведении приемно-сдаточных операций 1….1,5

,

Для определения необходимого общего объема резервуарных парков величину их полезного объема надо поделить на коэффициент использования емкости зр определяем из источника [2, табл. 2.2].

Выбираем резервуар с понтоном или без понтона, а также с плавающей крышей объемом 20 мі по таблице 1, и коэф. зр=0,82

Таблица 1

Тип резервуара	Коэффициент использования емкости зр
Вертикальный стальной 5-10 тыс. м3 без понтона	0,9
То же, с понтоном	0,72
Вертикальный стальной 5-20 тыс. м3 с понтоном	0,8
Вертикальный стальной 20 тыс.м3 без понтона	0,82
Вертикальный стальной 30-50 тыс. м3 с понтоном	0,85
Вертикальный стальной 50 тыс. м3 с плавающей крышей	0,8

Полученный результат обычно удовлетворяет рекомендуемым суммарным полезным объемом резервуарных парков. Определим количество резервуаров:

nрез =шт

где nрез - количество резервуаров для данного нефтепровода;

Vг - геометрическая вместимость резервуара, мі.

Определить сколько потребуется резервуаров.

Nрез=8,4

Принимаем 9 резервуаров 20000м³.

Магистральная насосная.

Одно из основных требований при компоновке насосного цеха -- это обеспечение нормальной работы основного и вспомогательного оборудования при наименьших разме-рах цеха. Кроме того, должно быть обеспечено выполнение ремонтных работ без оста-новки перекачки. Должны быть созданы нормальные санитарно-гигиенические условия для обслуживающего персонала. Для сооружения цеха используют огнестойкие матери-алы (кирпич, бетон, железобетон). В последнее время сооружают насосные цеха каркас-ного типа с заполнением поля стен легкими панелями (панели ВНИИСТ). Размеры здания зависят от габаритных размеров оборудования, а также от конструктивных особенностей основного и вспомогательного оборудования, противопожарных и санитарно-гигиенических норм.

Рис. 1. Технологическая схема промежуточной НПС:

1-магистральная насосная; 2- помещение с регулирующими клапанами; 3- устройство приема и пуска скребков; 4- площадка с фильтрами- грязеуловителями

Система маслоснабжения компрессорной станции включает в себя две маслосистемы: общецеховую и агрегатную

Общецеховая маслосистема предназначена для приема, хранения и предварительной очистки масла перед подачей его в расходную емкость цеха. Эта система включает в себя: склад ГСМ 1 и помещение маслорегенерации 3. На складе имеются в наличии емкости 2 для чистого и отработанного масла. Объем емкостей для чистого масла подбирают исходя из обеспечения работы агрегатов сроком не менее 3 месяцев. В помещении склада ГСМ устанавливают емкость для регенерированного масла и емкость для отработанного масла, установку для очистки масла типа ПСМ-3000-1, насосы для подачи масла к потребителям, а также систему маслопроводов с арматурой.

После подготовки масла на складе ГСМ и проверки его качества подготовленное масло поступает в расходную емкость. Объем расходной емкости выбирается равным объему маслосистемы ГПА, плюс 20 % для подпитки работающих агрегатов. Эта расходная емкость, оборудованная замерной линейкой, используется для заправки агрегатов маслом. Для газотурбинных ГПА применяется масло марки ТП-22С или ТП-22Б.

Общецеховая маслосистема:

1- склад ГСМ; 2- емкости масляные; 3- помещение маслорегенерации; 4- газоперекачивающие агрегаты; 5- маслобак ГПА; 6- маслопроводы; 7- аварийная емкость

Для организации движения масла между складом ГСМ и расходной емкостью, а также для подачи к ГПА чистого масла и откачки из него отработанного масла их соединяют с помощью маслопроводов. Эта система должна обеспечивать следующие возможности в подаче масла:

- подачу чистого масла из расходного маслобака в маслобак ГПА, при этом линия чистого масла не должна соединяться с линией отработанного масла;

- подачу отработанного масла из ГПА только в емкость отработанного масла;

- аварийный слив и перелив масла из маслобака ГПА в аварийную емкость. Для аварийного слива необходимо использовать электроприводные задвижки, включаемые в работу в автоматическом режиме, например при пожаре.

Cхема маслосистемы для агрегата ГТК-25И фирмы "Нуово-Пиньоне", которая включает в себя: смазочную систему, систему управления и гидравлическую систему, обеспечивающую подачу масла высокого давления на привод стопорного и регулирующего клапанов топливного газа, узла управления поворотными сопловыми лопатками ТНД, а также подачу масла в систему уплотнения центробежного нагнетателя.

Система смазки ГПА включает в себя три масляных насоса 6 (главный, вспомогательный и аварийный), маслобак 1 с напорными и сливными трубопроводами 9, предохранительный клапан 7, охладитель масла 2, два основных фильтра со сменными фильтрующими элементами 3, электрический подогреватель 8, датчики давления, температуры и указателей уровня масла.



Система смазки ГТК-25И:

1- маслобак; 2 -- охладитель масла; 3 -- фильтры масляные; 4 -- фильтры масляные муфт; 5--регулятор давления; 6 -- маслонасосы; 7--предохранительный клапан; 8 -- подогреватель; 9 -- маслопроводы

Работа смазочной системы осуществляется следующим образом: после включения вспомогательного масляного насоса масло под давлением начинает поступать из маслобака 1 в нагнетательные линии. Основной поток масла поступает к маслоохладителям 2, откуда после охлаждения оно подается к основным масляным фильтрам 5. Дифманометр, установленный на фильтрах, указывая на перепад давления до и после фильтров, характеризует степень их загрязнения. При достижении перепада давления масла на уровне примерно 0,8 МПа происходит переключение работы на резервный фильтр; фильтрующие элементы на работающем фильтре заменяют.

Очищенное масло после фильтров поступает на регуляторы давления 5, которые обеспечивают подачу масла на подшипники и соединительные муфты "турбина -- редуктор" и "турбина -- нагнетатель" с необходимым давлением.

Из подшипников масло по сливным трубопроводам поступает обратно в маслобак 1. Термосопротивления, установленные на сливных трубопроводах, позволяют контролировать температуру подшипников турбоагрегата и центробежного нагнетателя.

Количество масла в баке контролируют при помощи специального уровнемера, соединенного с микровыключателем датчика минимального и максимального уровня. Сигналы датчика введены в предупредительную сигнализацию агрегатной автоматики. Контроль за уровнем масла в маслобаке осуществляют и визуально с помощью уровнемерной линейки.

Для защиты сосудов, аппаратов, емкостей, трубопроводов и другого технологического оборудования от разрушения при чрезмерном превышении давления чаще всего применяют предохранительные клапаны. Предохранительный клапан обеспечивает безопасную эксплуатацию оборудования в условиях повышенных давлений газа или жидкости. При повышении в системе давления выше допустимого предохранительный клапан автоматически открывается и сбрасывает необходимый избыток рабочей среды, тем самым предотвращается возможность аварии. После окончания сброса давление снижается до величины, меньшей начала срабатывания клапана, предохранительный клапан автоматически закрывается и остается закрытым до тех пор, пока в системе вновь не увеличится давление выше допустимого.

Кроме названия "предохранительный клапан" используют названия "перепускной" и "предохранительно-перепускной".

Предохранительный клапан -- автоматическое устройство для сброса давления, приводимое в действие статическим давлением, возникающим перед клапаном, и отличающееся быстрым полным подъемом золотника за счет динамического действия выходящей из сопла струи сбрасываемой среды. Предохранительные клапаны используют для газов и паров.

Перепускной клапан -- автоматическое устройство для сброса давления, приводимое в действие статическим давлением, возникающим перед клапаном, и отличающееся постепенным подъемом золотника пропорционально увеличению давления сверх давления открывания. Перепускные клапаны используют главным образом для жидкостей.

Предохранительно-перепускной клапан -- автоматическое устройство, которое можно использовать в качестве либо предохранительного, либо перепускного клапана в зависимости от вида применения. Эти клапаны, как правило, на газах работают как предохранительные, а на жидкостях -- как перепускные.

Основные требования к предохранительным клапанам стандартизированы и соблюдаются в законодательном порядке.

Существующие конструкции предохранительных клапанов можно классифицировать по нескольким признакам.

По виду нагрузки на золотник

1. Предохранительные клапаны грузового типа с непосредственной нагрузкой на золотник (рис. 4.13а). Они очень просты по конструкции. Однако их применяют только для низких давлений с небольшим сечением сопла из-за невозможности приложения к золотнику груза большой массы. Кроме того, эти клапаны склонны к вибрациям и очень восприимчивы к посторонним влияниям, вследствие чего не могут быть применены для подвижных систем.

2. Предохранительные клапаны грузового типа с непрямым нагружением золотника (рис. 4.13б). К ним относят рычажные предохранительные клапаны. Основное преимущество их -- нагрузка на золотник при его подъеме остается постоянной (это можно отнести и к предыдущим клапанам). Кроме того, настройка рычажного предохранительного клапана на давление, при котором он должен открываться (установочное давление), довольно точна и осуществляется перемещением груза на рычаге.

Однако рычажные предохранительные клапаны имеют и существенные недостатки, которые значительно ограничивают область их возможного применения. Применение таких клапанов недопустимо на подвижных установках, а также на установках, способствующих возникновению вибрации. Эти клапаны нельзя применять на установках, где давление резко пульсирует, так как наличие длинного рычага с грузом способствует усилению пульсации.

3. Пружинные предохранительные клапаны. В пружинных предохранительных клапанах давлению среды на золотник противодействует сила пружины. Клапан настраивают большим или меньшим поджатием пружины. Пружинные предохранительные клапаны можно применять на всех, без исключения, аппаратах и установках, где необходимо ограничение давления (по Правилам Госгортехнадзора). Предохранительные клапаны устанавливают как в вертикальном, так и в горизонтальном положении, хотя необходимо стремиться к установке их вертикально.

Рис. 4.13. Предохранительные клапаны:

а -- грузовой; б -- рычажный

Существенное преимущество пружинных предохранительных клапанов -- относительно малые габаритные размеры при больших проходных сечениях. Это достигается применением сильных пружин.

По высоте подъема золотника

Высота подъема золотника -- одна из основных характеристик предохранительных клапанов, так как она определяет его пропускную способность.

Существует три типа предохранительных клапанов.

1. Низкоподъемные предохранительные клапаны, у которых отношение высоты подъема золотника к диаметру сопла равно 1/20 : 1/40, т. е. сечение щели, через которую проходит среда, будет значительно меньше сечения сопла. К ним относят простейшие предохранительные клапаны, которые применяют главным образом для жидкостей, когда не требуется большая пропускная способность.

2. Среднеподъемные предохранительные клапаны, имеющие отношение высоты подъема золотника к диаметру сопла равно 1/6 :1/10. Такие клапаны применяют редко, так как они, несмотря на усложненную конструкцию, имеют низкую производительность.

3. Полноподъемные предохранительные клапаны, отличающиеся высокой производительностью, так как сечение щели при подъеме золотника равно или больше сечения сопла клапана, т. е. высота подъема золотника равна или больше 1/4 диаметра сопла.

По связи с окружающей средой

1. Предохранительные клапаны открытого типа, которые при открывании сбрасывают среду непосредственно в атмосферу. Их применяют на нетоксичных средах. Такие клапаны просты и надежны в работе, так как практически даже при их работе отсутствует противодавление, отрицательно влияющее как на начало срабатывания, так и на производительность клапанов.

2. Предохранительные клапаны закрытого типа, пропускающие среду при открывании в трубопровод и герметичные по отношению к окружающей атмосфере.

По влиянию противодавления

Соединение линий сброса предохранительных клапанов в общий коллектор и привело к тому, что при срабатывании одного из клапанов на остальные действует противодавление, которое необходимо учитывать при их работе.

1. Предохранительные клапаны неуравновешенного типа не имеют устройств, устраняющих действие противодавления. В этих клапанах -- повышенное установочное давление. В то же время, если постоянное противодавление можно учесть и точно подсчитать разницу между давлением срабатывания предохранительного клапана без противодавления и с ним, то при переменном противодавлении этого сделать нельзя.

2. Предохранительные клапаны уравновешенного типа, в которых противодавление практически не влияет на работу клапана. Конструктивно это достигается применением поршня того же диаметра, что и сопло клапана или сильфона, внутренний диаметр которого равен диаметру сопла. Вторая конструкция клапана более надежна, ее чаще применяют, особенно в связи с тем, что сильфон предохраняет пружину и другие детали клапана от воздействия среды, что играет большую роль при работе клапана с агрессивными средами.

По способу открывания клапана

1. Предохранительные клапаны прямого действия, у которых давление среды воздействует непосредственно на золотник, поднимая его при установочном давлении. Этот принцип действия надежнее, но он совершенно неприемлем для предохранительных клапанов больших диаметров на высокое давление.

2. Предохранительные клапаны со вспомогательным устройством, срабатывающие только после срабатывания вспомогательного устройства (импульсного клапана).

Основное преимущество предохранительных клапанов со вспомогательным устройством -- возможность получения высокой пропускной способности за счет увеличения диаметра сопла. При этом необходимо учитывать, что надежность такого клапана зависит от работоспособности двух клапанов -- основного и вспомогательного, что, конечно, является его недостатком.

По числу сопел

1. Одинарные предохранительные клапаны имеют одно сопло и золотник. Как правило, в промышленности используют именно такие клапаны.

2. Двойные предохранительные клапаны -- в одном корпусе расположены два сопла и два золотника. Такая конструкция создана в связи с укрупнением установок, требующих увеличения производительности предохранительных клапанов.

3. Тройные предварительные клапаны -- в одном корпусе находятся три сопла и три золотника. Существует мнение, что при использовании тройного клапана на средах высокой температуры происходит неравномерное тепловое расширение корпуса, что отрицательно сказывается на его нормальной работе.

В системах трубопроводного транспорта чаще всего используют предохранительный клапан пружинный, конструкция которого приведена на рис. 4.14.

Рис. 4.14. Клапан предохранительный пружинный:

1-- корпус; 2 -- седло; 3, 6, 7 -- кольцо; 4 -- прокладка; 5 -- винт; 8 -- золотник; 9, 11, 16, 21 -- прокладка; 10 -- перегородка; 12 -- опора; 13 -- крышка; 14 -- шток; 15 -- винт регулировочный; 17, 19, 26, 30 -- гайка; 18 -- шплинт; 20 -- колпак; 22 -- пробка; 23 -- кулачок; 24 -- валик; 25 -- шпонка; 27, 29 -- шпилька; 28 -- пружина; 3'1 -- втулка

Заключение

При расчете дипломного проекта был проведен расчет на прочность и устойчивость, определен расчет стенки, проверка на предотвращение пластичной деформации, проверка общей устойчивости, гидравлический расчет магистрального трубопровода. Провели расстановку насосных станций. Определили объем резервуарного парка. Условия удовлетворяют расчетам.

Литература

Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепродуктопроводов. Учебное пособие для ВУЗов. В.Е. Губин, П.И.Тугунов, В.Ф.Новоселов. Изд-во «Недра». 2008 - 154 стр.

Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов. П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. Уфа. ООО «Дизайн Полиграф Сервис». 2012 - 658 стр.

Строительные нормы и правила (СНиП) 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы».

Типовые расчеты при сооружении трубопроводов. Л.А. Бабин, П.Н. Григоренко, Е.Н. Ярыгин. М. Недра. 2010 - 245 стр.

Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: учебник для вузов/А.А. Коршак, А.М. Нечваль - СПб.: Недра, 2012 - 486 с.: ил.

Размещено на Allbest.ru