Проектирование магистрального нефтепровода и расчет его основных характеристик на участке "Орловка-Анжеро-Судженск"

1.7.17 Испытания нефтепровода должны быть прерваны и давление снижено до статического давления на данном участке нефтепровода в случаях:

− падения давления на испытываемом участке на 0,1 МПа и более;

− подъема давления на участках, соседних с испытываемым;

− обнаружения выхода воды на нефтепроводе;

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

1.7.18 Место повреждения нефтепровода следует определять визуально по выходу воды из нефтепровода (допускается применение подкрашиваемой воды с использованием экологически чистых красителей), акустическим методом (по звуку утечки) и по падению давления на участке.

Выявленные  при испытаниях дефекты и повреждения  и их последствия должны устраняться подрядчиком заменой дефектного участка. После восстановления нефтепровод должен быть подвергнут повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность.

1.7.19 После испытания участка нефтепровода на прочность и проверки на герметичность из него должна быть полностью удалена вода с применением поршней – разделителей, оборудованных трансмиттерами, с выпуском воды в амбары.

1.7.20 Проверка герметичности межтрубного пространства в переходе конструкции типа «труба в трубе» должна производиться воздухом после монтажа концевых сальниковых уплотнителей и датчиков контроля избыточного давления.

1.7.21 Испытания стальных кожухов подводных переходов конструкции типа «труба в трубе» на прочность и проверка на герметичность при различных способах строительства переходов должны проводиться поэтапно с параметрами, указанными в таблице 20.

 

Таблица 20

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.7.22 Трубопроводная обвязка с подключенным технологическим оборудованием узлов запуска и приема СОД до ввода в эксплуатацию должна быть подвергнута испытанию на прочность и проверке на герметичность.

1.7.23 Испытание трубопроводной обвязки узлов запуска и приема СОД в составе вновь строящегося магистрального нефтепровода следует производить гидравлическим способом (водой, незамерзающими жидкостями) на прочность и герметичность в 3 этапа:

1-й этап  – после полной готовности  узла запуска и приема СОД  (укладки и засыпки трубопроводов, крепления на опорах трубопроводов и камер запуска и приема СОД, установки арматуры и приборов, катодных выводов и очистки полости);

2-й этап  – одновременно с прилегающими  участками магистрального нефтепровода (после проведения 1-го этапа испытаний, подключения узла СОД к магистральному нефтепроводу);

3-й этап  – испытание трубопроводов и  оборудования дренажной и газовоздушной линий (после проведения испытаний узла СОД совместно с прилегающими участками магистрального нефтепровода).

Технологические параметры каждого из этапов испытаний  указаны в таблице 22.

1.7.24 Испытание трубопроводной обвязки узлов запуска и приема СОД в составе действующего магистрального нефтепровода следует производить в соответствии с требованиями пункта 1.7.24, исключив из последовательности проведения 2-ой этап гидроиспытаний.

1.7.25 Отключение участков трубопроводной обвязки должно выполняться следующими способами:

- при проведении 1 и 2-го этапа испытаний следует  использовать заглушки эллиптические по ГОСТ 17379;

- при проведении 3-го этапа испытаний следует  использовать запорную арматуру.

1.7.26 В проекте должны определяться границы участков испытания, величины испытательных давлений и схема проведения испытания, места забора и слива воды, согласованные с заинтересованными организациями, машины, оборудование и временные коммуникации для проведения испытаний. Проектом также должны устанавливаться определенные размеры зоны безопасности, в пределах которой запрещено нахождение людей и техники во время проведения испытаний.

1.7.27 Участок магистрального нефтепровода считается выдержавшим испытания на прочность и герметичность, если за время испытания на прочность и герметичность давление остается неизменным, и отсутствуют утечки.

 

2. Основные показатели магистрального нефтепровода

2.1 При проектировании должны быть определены следующие основные показатели магистрального нефтепровода:

− длина нефтепровода (с учетом рельефа);

− расчётные значения вязкости, плотности и температуры перекачиваемой нефти по участкам трассы;

− расчетная пропускная способность нефтепровода по участкам трассы;

− границы и протяженность технологических участков, количество и

вместимость резервуарных парков;

− диаметр нефтепровода;

− количество и места расположения НПС с емкостью и промежуточных

нефтеперекачивающих станций, допустимое рабочее давления на выходе НПС, проходящее давление на НПС по этапам развития;

− эпюры рабочих давлений для всех возможных режимов перекачки для раскладки труб в графическом виде на сжатом профиле;

− номинальная  толщина стенки труб по участкам трассы нефтепровода;

− эпюры  несущей способности трубопровода;

− эпюра максимальных давлений при переходном процессе в результате отключения одной из промежуточных НПС при максимальных режимах перекачки;

− эпюра  испытательных давлений;

− эпюра  допустимых рабочих давлений;

− эпюра  допустимых давлений при переходных процессах;

− номинальная  толщина стенки и системы защиты, обеспечивающие безопасную эксплуатацию трубопровода с данной толщиной стенки;

− технические  характеристики насосного оборудования;

− места  установки узлов приема, пуска  и пропуска СОД;

− мощность приводов;

− требуемая  мощность трансформаторов внешнего электроснабжения.

2.2 Основные показатели магистрального нефтепровода по 2.1 должны определяться, исходя из обеспечения расчетной пропускной способности.

Оптимальные значения показателей должны определяться на основании технико – экономических расчетов по заданному критерию (минимум капитальных вложений в строительство нефтепровода, срок окупаемости, приведенные затраты и т.п.) при рассмотрении нескольких вариантов.

2.1 Состав расчетов

При проектировании должны быть выполнены следующие  технологические расчёты:

− определение границ технологических участков и требуемой вместимости резервуарных парков на их границах;

− расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода с определением рабочего давления на выходе НПС;

− построение эпюры рабочих давлений для определения раскладки труб на технологическом участке нефтепровода для всех возможных режимов перекачки нефти, с учетом этапности развития нефтепровода;

− построение эпюры несущей способности труб по всей длине нефтепровода;

− определение максимальных давлений в линейной части при переходных процессах с максимальной пропускной способностью при минимальных вязкости и плотности принятых по максимальной расчетной температуре нефти;

− построение эпюры испытательных давлений;

− построение на сжатом профиле сводного графика расчетных давлений при стационарных режимах перекачки, включающего возможные режимы перекачки и эпюру допустимых рабочих давлений представляемых в единицах столба нефти при плотности, принятой при максимальной расчетной температуре нефти;

− построение на сжатом профиле сводного графика расчетных давлений при переходных процессах, включающего эпюры максимальных давлений при переходных процессах и эпюру допустимых давлений при переходных процессах представляемых в единицах столба нефти при плотности, принятой при максимальной расчетной температуре нефти;

− расстановка узлов приема, пуска и пропуска СОД по трассе нефтепровода.

2.2 Расчет толщины стенки трубопровода

Исходные  данные:

• Труба D = 1220 мм, ЧТЗ по ТУ 14 – 3р-04-94 из стали 09ГБЮ;
• σ_вр = 510 МПа, σ_тек = 360 МПа;
• коэффициент надежности по материалу К₁ = 1,34;
• Изоляция трубопровода в два слоя лентой и оберткой типа «Поликен»  толщиной δ = 0,635 мм; плотность ленты ρ_ил= 1046 кг/м³; плотность обертки ρ_об = 1028 кг/м³;
• Грунт – суглинок;
• n_ce = 0,8 – коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса при расчете на продольную устойчивость и устойчивость положения;
• Р_раб = 4,6 МПа;
• температура замыкания  сварного стыка t_зам = –28°С;
• плотность перекачиваемого продукта ρ_н = 0,820 кг/м³;
• глубина заложения трубопровода до верхней образующей h₀ = 1,0м;
• радиус изгиба ρ_и = 1150 м;
• температура эксплуатации t_э = 16°C

 

 

 

 Расчетную толщину стенки трубопровода δ , см, следует определять по формуле:

;                                                          (1)

 

где n=1,1 – коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе (СНиП2.05.06-85*табл. 13);

Р=5.6 МПа – рабочее давление в трубопроводе;

D_H=1020 мм – наружный диаметр трубы;

R₁ – расчетное сопротивление растяжению, определяется по формуле:

;                                                          (2)

 

где m₀ = 0,9 – коэффициент условий работы трубопровода (СНиП 2.05.06-85* табл. 1); k₁ = 1.34 – коэффициент надежности по материалу (СНиП 2.05.06-85* табл. 9); k_н = 1 – коэффициент надежности по назначению трубопровода, для трубопроводов D<1000 мм (СНиП 2.05.06-85* табл. 11);

R₁^н – нормативное сопротивление растяжению металла труб и сварных соединений, принимается равным минимальному значению временного сопротивления σ_вр = 510 МПа;

, MПа;

мм.

 

Полученное  расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего большего значения δн, предусмотренного государственными стандартами и техническими условиями. Принимаем толщину стенки равной 7 мм. При расчете толщины стенки трубы запас на коррозию не предусматривается. В процессе расчета при заданной толщине стенки трубопровод не проходил проверку в продольном направлении поэтому толщина стенки была увеличена до 12 мм а радиус упругого изгиба до 1000 м.

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

;                                                (3)

где  ψ₁  – коэффициент,  учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяемый по формуле:

;                                  (4)

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

;                                         (5)

где α = 1,2 10^-5 град – коэффициент линейного расширения металла трубы;

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

Μ = 0,26–0,33 – переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона);

D_н = 1220 мм – диаметр трубы.

 – расчетный температурный перепад.

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

 град;                         (6)    град.                     (7)

К дальнейшему расчету принимаем  больший перепад температуры.

 

Находим величину продольных осевых сжимающих напряжений:

 

Если следовательно, присутствуют сжимающие напряжения.

Поэтому вычисляем коэффициент  ψ₁, учитывающий двухосное напряженное состояние металла:

Пересчитываем толщину стенки:

мм

 

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется  до ближайшего большего значения δн, предусмотренного государственными стандартами и техническими условиями. Принимаем толщину стенки δ равной 13 мм как окончательный результат.

2.3 Проверка   на   прочность   подземного   трубопровода   в продольном направлении

Проверку на прочность следует  производить из условия:

;                                                       (8)

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

 (9)

ψ₂ – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (σ_прN >0) принимаемый равным единице, при сжимающих (σ_прN <0) определяемый по формуле:

                

   (10)

 

где σ_кц – кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле: