Tipovye_raschyoty_pri_sooruzhenii_i_remonte

•продолжительности выполнения процесса продувки природным газом по формуле (сут)

где τнап.гз – продолжительность заполнения ресивера природным газом до давления Ррес принимают по скорости подъема давления газа в зависимости от производительности его источника, но не более 3 кгс/см2/ч (0,3 МПа/ч); τв.вз – продолжительность вытеснения воздуха газом принимается из расчета средней скорости передвижения газа по трубопроводу τв.вз= 3-5 км/ч;

•продолжительности процесса гидравлического испытания по формуле (сут)

где τпд.нап – продолжительность подъема давления в трубопроводе наполнительными агрегатами; принимают

τпд.нап = (0,4 – 0,5)τпр.м ;

τпд.о – продолжительность подъема давления опрессовочными агрегатами

τпд.о = (0,2 – 0,3)τпр.м;

τипр.гидр – продолжительность выдержки трубопровода под испытательным давлением на прочность при гидравлическом испытании τ = 1 сут.; τи.герм – продолжительность проверки на герметичность τи.герм=1 сут.

Примечание. Величина τи.герм может быть предусмотрена более 1 сут. в зависимости от следующих факторов: используемых методов и оборудования для обнаружения мест утечек, условий производства работ и протяженности испытываемого участка.

τсд.вд – продолжительность снижения давления с испытательного до рабочего или с рабочего до атмосферного; τсд.вд = 1,0-0,3 сут.

Примечание. В случае удаления воды после гидравлического испытания давление снижается до давления, обеспечивающего наиболее качественное выполнение этого процесса; обычно принимают τсд.вд = 1-2 сут.

Институтом проблем транспорта энергоресурсов (ГУП «ИПТЭР» разработаны нормы продолжительности испытаний магистральных нефтепроводов, учитывающие время проведения подготовительных работ, врезки патрубков для заполнения нефтепроводов водой, устройства вспомогательных обвязок для сброса опрессовочной воды в котлованы и других операций, а также время замещения нефти водой, время ликвидации отказов, возникших при испытаниях [40].

259

Время замещения нефти водой рассчитывают в зависимости от используемого способа: магистральными насосами со средней скоростью перекачки, зависящей от диаметра нефтепровода, или наполнительными агрегатами АН-501 со средней подачей одним агрегатом около 480 м3/ч.

При испытаниях время ликвидации отказов определяют из расчета один отказ на 20 км испытываемого нефтепровода (исходя из опыта испытаний действующих нефтепроводов). Среднее время восстановления одного отказа в зависимости от диаметра трубопровода берут из Рекомендаций по определению надежности линейных участков магистральных нефтепроводов и их элементов. Время замещения опрессовочной воды нефтью при расчете времени не учитывают, поскольку в этом случае нефтепровод заполняют нефтью, и происходит процесс перекачки.

Остальные составляющие времени испытаний приняты по средним значениям составляющих (табл.3.40).

Время испытаний τ зависит от длины (рис.3.36) и диаметра (рис.3.37) испытываемых участков нефтепроводов и применяемых средств.

260

Таблица 3.40

Продолжительность испытаний действующих нефтепроводов

Примечания. 1. Для заполнения участков нефтепроводов с условным диаметром 500 и 700 мм взяты два насосных агрегатов АН-501, а диаметром 1000 и 1200 мм – четыре агрегата АН-501. 2. При заполнении участка с разрезкой нефтепровода или с дополнительной установкой временных камер пуска и приема разделителя, время испытания увеличивается на время ликвидации первого отказа.

•продолжительности осуществления процесса пневматического

испытания воздухом при разделении участка на два плеча (l1 и l2) и использовании компрессоров недожимного типа по формуле (сут):

τи.вз = τпд(l1 ) + τпер + τпд(l2 ) + 2(τосм + τипр.пн+ τсд.вз+ τи.герм) + τсд.вз , (3.172)

где τпд – продолжительность подъема давления на участках l1 и l2 рассчитываемая по формулам:

τпер – продолжительность перепуска воздуха из участка l1 в участок l2 принимают τпер = 0,3-0,5 сут; τосм – продолжительность предварительного осмотра трассы при давлении

0,3Рипр, принимают не менее 1 сут. и может быть увеличено с учетом условий производства работ и протяженности испытываемого участка; τипр.пн – продолжительность выдержки трубопровода под испытательным давлением на прочность при пневматическом испытании, принимают

τипр.пн=1 сут;

τсд.вз (τсд.гз) – продолжительность снижения давления с испытательного до рабочего или с рабочего до атмосферного, τсд.вз (τсд.гз) = 0,2 – 0,5 сут; Рипр.вз – давление испытания на прочность воздухом;

Рпер.вз – давление после перепуска воздуха между участками l1 и l2;

•продолжительности испытания воздухом с использованием компрессоров дожимного типа определяют в соответствии с методикой, приведенной в Руководстве по эффективному применению компрессоров фирмы «Крезо-Луар» на строительстве магистральных трубопроводов [95];

•продолжительности процесса испытания природным газом по формуле:

где τв.вз – продолжительность вытеснения воздуха газом; принимают из расчета средней скорости движения газа в пределах 3-5 км/ч; τипр.пн – продолжительность выдержки трубопровода на прочность под

испытательным давлением (для случая при испытаниях пневматическим способом);

262

τсд.гз – продолжительность снижения давления газа с испытательного до рабочего или с рабочего до испытательного, τсд.гз = 0,2 – 0,5 сут.;

•продолжительности процесса удаления воды воздухом, поступающим из ресивера с пропуском поршней-разделителей по формуле (сут):

где τв.вз – продолжительность вытеснения воздуха газом; принимают из расчета средней скорости движения газа в пределах 3-5 км/ч; τипр.пн – продолжительность выдержки трубопровода на прочность под

испытательным давлением (для случая при испытании пневматическим способом); τсд.гз – продолжительность снижения давления газа с испытательного до

рабочего или с рабочего до испытательного, τсд.гз = 0,2 – 0,5 сут;

•продолжительности процесса удаления воды воздухом, поступающим из ресивера с пропуском поршней-разделителей по формуле (сут)

где υу– средняя скорость удаления воды: при пропуске поршней под давлением воздуха или газа υу =305 км/ч; под давлением нефти υу - 1,0-1,5 км/ч; m – количество поршней, последовательно пропускаемых при удалении воды из газопровода: для участков, проложенных по равнинной местности m =2; для участков, проложенных по сложно пересеченной местности m =3;

•продолжительности процесса удаления воды воздухом, поступающим непосредственно от передвижных компрессорных станций с пропуском поршней-разделителей по формуле (сут):

•продолжительности проведения процесса удаления воды природным газом, поступающим из ресивера. с пропуском поршней-разделителей по формуле (сут):

•продолжительности удаления воды нефтью с пропуском поршнейразделителей по формуле (сут):

263

При расчете продолжительности работ по ОПИУ (ОПИ) по формуле (3.167) учитывают последовательное выполнение различных видов работ и процессов на одном участке.

3.9.4.Определение периодичности испытаний линейной части магистральных нефтепроводов

Периодичность испытаний линейной части МН определяется на основе оценки малоцикловой долговечности трубопровода. Хотя приведенный расчет имеет рекомендательный и приближенный характер, необходимо с ним познакомиться для изучения основных факторов, влияющих на периодичность испытаний.

Оценка малоцикловой долговечности трубопровода в зависимости от параметров гидравлических испытаний проводится по формуле [40;89]:

низколегированных сталей: β=0,2, Nо=225, γ=0,91, m1=0,215; nв=k1kн/m; nн –

запас прочности, k1 ,kн – коэффициент надежности по материалу и назначению трубопровода соответственно; m – коэффициент условий работы трубопровода.

Гидравлические испытания определяют запас прочности, равный

Испытания МН проводятся при напряжениях, соответствующих 0,95 предела текучести материала труб в нижней точке трубопровода.

Давление гидравлического испытания (МПа) в нижней точке испытываемого участка МН определяется по формуле:

где δ – минимальная (по исполнительной документации, с учетом минусового допуска) толщина стенки трубы, м; Dн – номинальный наружный диаметр трубы, м; R – расчетное значение напряжения, МПа

264

Максимальная скорость поршней-разделителей υmax зависит от их конструктивной характеристики [35].

Минимальная скорость перемещения поршней-разделителей υmin по предварительно очищенным газопроводам (протягиванием в процессе сборки и сварки в нитку, продувкой с пропуском металлических поршней ОП, а также при повторном удалении воды) определена необходимостью поддержания равномерного движения очистных устройств в потоке воды и составляет

υmin=0,5 м/с.

Расчетные схемы удаления воды приведены на рис. 3.38.

Рис.3.38. Расчетные схемы удаления воды:

а – продольный профиль очищаемого участка; б – удаление воды через линейный кран; в – удаление воды через сливной патрубок; г – удаление воды на открытый конец газопровода; 1 – газопровод; 2 – поршень-разделитель; 3 – линейный кран; 4 – сливной патрубок; 5 – запорная арматура; 6 – водоспускная линия;

L – длина участка, освобождаемого от воды; l - длина сливного патрубка; f – площадь поперечного сечения запорной арматуры; Dвн – внутренний диаметр трубопровода; z – координата поршня-разделителя; x1, x2, x3, h0, h1, hz, h2, h3, hк – индексами обозначены соответствующие точки продольного профиля

266

При удалении воды с помощью поршней-разделителей, перемещающихся по газопроводу под давлением воздуха, подаваемого в очищаемый участок непосредственно от передвижных компрессорных станций, используют следующие расчетные зависимости.

Минимальное давление нагнетания компрессоров (Рн) определяется по формуле:

где n – коэффициент запаса, n=1,10 – для газопроводов, проложенных по равнинной местности; n=1,25 – для газопроводов, проложенных по пересеченной местности; ρ – плотность воды (ρ = 1000 кг/м3), кг/м3; λ– коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода, λ=0,15 при удалении воды из предварительно очищенных (протягиванием или продувкой) участков газопровода; λ=0,025 – при удалении воды из газопровода после его предварительной промывки; h – разность высотных отметок между концом очищаемого участка и поршнем при его: перемещении по газопроводу, проложенному по пересеченной местности, м. (При прохождении поршня через точки газопровода, расположенные по продольному профилю выше конца очищаемого участка, величину h принимают отрицательной); g – ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с2; ∆P – сопротивление перемещению поршня-разделителя по трубопроводу (∆P= (0,05–0,1) МПа; Ра – атмосферное давление, равное 0,1 МПа.

Остальные обозначения понятны из рис. 3.38.

Необходимое количество компрессорных станций (К) вычисляют из соотношения:

где F – площадь внутренней полости трубопровода, м2; T – абсолютная температура воздуха (или газа) соответственно в трубопроводе или ресивере, К; Тнор – абсолютная температура воздуха или газа в нормальных условиях, Тнор=293 К; Рнор – давление при нормальных условиях (при Тнор=293 К;

Рнор=0,1 МПа), МПа.

В формулах (3.185) и (3.186) величина Рк может принимать следующие значения:

•при удалении воды на свободный конец газопровода без линейного крана или при полностью открытом кране (рис.3.38, б, г)

Рк = Ра

•при удалении воды на свободный конец газопровода при частично перекрытом линейном кране (рис.3.38,б), а также при удалении воды

267

через сливной патрубок, оборудованный запорной арматурой меньшего диаметра (рис.3.38,в) или арматурой, перекрытой до определенных размеров для стабилизации скорости передвижения поршнейразделителей

где f – площадь поперечного сечения неравнопроходной или частично перекрытой запорной арматуры; µ – коэффициент расхода запорной арматуры. При отсутствии данных о характеристике арматуры принимают усредненное значение коэффициента µ=0,60;

•при удалении воды через сливной патрубок, оборудованный полностью открытой равнопроходной запорной арматурой

где F1 – площадь поперечного сечения сливного патрубка, м2.

Расчет значений Рн и К по формулам (3.185) и (3.186) проводят для ряда характерных точек очищаемого участка: начала (z=0), конца (z=L), а также нижних точек перегиба продольного профиля трассы газопровода (z=x1 и z=x3, см. рис. 3.38). Для этих же точек по продольному профилю трассы газопровода определяют величины h.

Из ряда полученных величин Рн и К выбирают максимальные и принимают их за исходные значения давления нагнетания Рн.опт и необходимого количества компрессорных станций Копт. Величину К при этом округляют до ближайшего большего целого числа.

Если нет необходимого количества компрессорных станций заданной производительности Q, то подачу воздуха в осушаемый участок следует проводить из ресивера.

При удалении воды поршнями-разделителями, перемещающимися по газопроводам под давлением воздуха (или газа), подаваемого в очищаемый участок от ресивера начальное давление воздуха (или газа) в нем определяют по формуле:

Расчет значений Рр по формуле (3.189) ведется для ряда характерных точек очищаемого участка, начала (z=0), конца (z=L), а также нижних точек перегиба продольного профиля трассы газопровода. Для этих же точек по продольному профилю трассы газопровода определяют величины h.

268