книги / Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов
..pdf
|
|
|
|
П р о д о л ж и тел ьн о сть и сп ы т ан и й дей ствую щ и х неф теп роводов |
|
|
|
|
|||||
Длина |
У слов |
|
|
|
|
|
|
Время, ч |
|
|
|
|
|
участка, |
ный |
|
заполнения |
|
подъема |
выдерж |
циклич |
снижс |
осм отра |
ликви |
испытаний |
||
км |
диаметр |
подго |
м агист |
насосными |
давления до |
ки испыта |
ны х измене |
ние давле |
участка |
дации отка |
при |
насос |
|
|
нефте |
товитель |
ральны м и |
установка |
испыта |
тельным |
ний |
ния до |
|
зов |
запол |
ными |
|
|
провода, |
ных работ |
насосны ми |
ми |
тельного |
давле |
давлений |
рабочего |
|
|
нении |
уста |
|
|
мм |
|
агрегатами |
АН-501 |
|
нисм |
|
|
|
|
магистр |
нов |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
алъным |
ками |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и насос |
А Н-501 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
н им и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
агрега |
|
10 |
500 |
3 |
|
2,1 |
2 |
0,5 |
24 |
|
|
|
|
там и |
|
|
3 |
0,5 |
2 |
13 |
48,1 |
48 |
|||||||
|
700 |
3 |
|
1,8 |
4 |
0,5 |
24 |
3 |
0,5 |
2 |
15 |
49,8 |
52 |
|
1000 |
3 |
_ |
1,3 |
4,2 |
0,5 |
24 |
3 |
0,5 |
2 |
21.5 |
55.8 |
58,7 |
|
1200 |
3 |
______U |
6 |
0,5 |
24 |
3 |
0,5 |
2 |
--------2S !S------- |
59,7 |
64,5 |
|
20 |
500 |
3 |
|
4,2 |
4 |
1 |
24 |
3 |
1 |
4 |
26 |
66,2 |
66 |
|
700 |
3 |
- |
-3,6 - |
8 |
1 |
24 |
3 |
1 |
4 |
30 |
69,6 |
74 |
|
1000 |
3 |
|
2,6 |
8 |
1 |
24 |
3 |
1 |
4 |
48 |
81,6 |
87 |
|
1200 |
3 |
|
2,4 |
11 |
1 |
24 |
3 |
1 |
4 |
51 |
89.4 |
98 |
30 |
500 |
3 |
_ |
6,3 |
6 |
1,5 |
24 |
3 |
1 |
4 |
39 |
81,8 |
81,5 |
|
700 |
3 |
|
5,4 |
12 |
1,5 |
24 |
3 |
1 |
4 |
45 |
86,9 |
93,5 |
|
1000 |
3 |
|
3,9 |
12,5 |
1,5 |
24 |
3 |
ё |
4 |
64.5 |
104.2 |
113,5 |
|
1200 |
3 |
|
3,6 |
18 |
1.5 |
24 |
3 |
1 |
4 |
76.5 |
116.6 |
131 |
40 |
500 |
3 |
|
8.4 |
8 |
2 |
24 |
3 |
1.5 |
6 |
52 |
99,9 |
99.5 |
|
700 |
3 |
|
7,2 |
16 |
2 |
24 |
3 |
1,5 |
6 |
60 |
106.7 |
" й й “ |
|
1000 |
3 |
|
5.2 |
16,5 |
2 |
24 |
3 |
1,5 |
6 |
86 |
130,7 |
142 |
|
1200 |
3 |
|
4.8 |
_____22,5_____ |
2 |
24 |
3 |
1.5 |
6 |
102 |
146,8 |
164,5 |
Примечания, 1. Для заполнения участков нефтепроводов с условным диаметром 500 и 700 мм взяты д ва насосных агрегатов А Н -501, а диаметром 1000 и 1200 мм - четы ре агрегата А Н -501. 2. П ри 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 (£] и £2) и использовании компрессоров недожимного типа по формуле (сут):
Ти.вз — глд(*,) + *пер + f пд{1г ) + 2(%оои |
^ипр.пи~^ %сд.вз~^~ ^и.герм) ^сд.вз » (3.172) |
где тпд - продолжительность подъема давления на участках £х и £2 рассчитываемая по формулам:
|
М м |
гр-оИрипр.вз |
|
(3.173) |
|
= 33 |
|
||
|
|
Q KOMTI Z К \ |
|
|
|
|
ипр.вз |
пер.вз) |
(3.174) |
|
Т„л( з \ =33—--------------------—— |
|||
|
(<j) |
Q^un-Z-K, |
|
|
тпер - |
продолжительность |
перепуска воздуха из участка £\ |
в участок £2 |
|
принимают тпер= 0,3-0,5 сут; |
|
|
||
Гоа, - |
продолжительность предварительного осмотра трассы при давлении |
|||
0,ЗРипр> принимают не менее 1 сут. и может быть увеличено с учетом условий производства работ и протяженности испытываемого участка; ги„р_„н - продолжительность выдержки трубопровода под испытательным
давлением на прочность при пневматическом испытании, принимают Ц .н г 1 сут; Тсд.вз ( гса.гз) - продолжительность снижения давления с испытательного до
рабочего или с рабочего до атмосферного, тсдлз ( тсд.гз) ~ 0,2 - 0,5 сут; Рипр.вз—давление испытания на прочность воздухом; Рпер.вз - давление после перепуска воздуха между участками £хи £2\
•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:
^и.гз Тв.вз ^нап.гз ?осм Типр.пн Тсд.гз TVt |
(3.175) |
где твю - продолжительность вытеснения воздуха газом; принимают из расчета средней скорости движения газа в пределах 3-5 км/ч; типрмн - продолжительность выдержки трубопровода на прочность под
испытательным давлением (для случая при испытаниях пневматическим способом);
Тсд.гэ - продолжительность снижения давления газа с испытательного до рабочего или с рабочего до испытательного, Тсд.а ~ 0,2 - 0,5 сут.;
*продолжительности процесса удаления воды воздухом, поступающим из ресивера с пропуском поршней-разделителей по формуле (сут):
(3.175)
где тв.вз - продолжительность вытеснения воздуха газом; принимают из расчета средней скорости движения газа в пределах 3-5 км/ч; типрп„ - продолжительность выдержки трубопровода на прочность под
испытательным давлением (для случая при испытании пневматическим способом); Тсд.гз - продолжительность снижения давления газа с испытательного до
рабочего или с рабочего до испытательного, тсд гз = 0,2 - 0,5 сут;
•продолжительности процесса удаления воды воздухом, поступающим из ресивера с пропуском поршней-разделителей по формуле (сут)
Dpec |
I pec'Р pec , плл |
^ |
(3.176) |
k у.вз = 33- s^~ |
—----- -— + 0,04— m |
||
Q,комп ’ Z - K\ |
Uу |
|
|
где Uy- средняя скорость удаления воды: при пропуске поршней под давлением воздуха или газа Оу =305 км/ч; под давлением нефти Оу - 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):
ту.ез =0,04— m |
(3.177) |
•продолжительности проведения процесса удаления воды природным газом, поступающим из ресивера, с пропуском поршней-разделителей по формуле (сут):
Гул = *нап.гз +0,04— Ш |
(3.176) |
Оу |
|
•продолжительности удаления воды нефтью с пропуском поршнейразделителей по формуле (сут):
При расчете продолжительности работ по ОПИУ (ОПИ) по формуле (3.167) учитывают последовательное выполнение различных видов работ и процессов на одном участке.
3.9.4.0пределение 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]:
|
|
(3.180) |
|
где N4- число циклов |
до первого отказа; Д N0^ m \ - константы |
для |
|
низколегированных сталей: /Н),2, N0=225, у=0,91, |
0,215; пвЛ\к,/т; |
п„ - |
|
запас прочности, к\ А* - |
коэффициент надежности по материалУ и назначению |
||
трубопровода соответственно; т - коэффициент условий работы трубопровода. Гидравлические испытания определяют запас прочности, равный
отношению испытательного давления рис„к рабочему рра6:
Мц Рисп / Рраб |
(3.181) |
Испытания МН проводятся при напряжениях, соответству*оц*их |
предела |
текучести материала труб в нижней точке трубопровода.
Давление гидравлического испытания (МПа) ** нижней точке испытываемого участка МН определяется по формуле:
(3.182)
Рисп
где S - минимальная (по исполнительной документации, с учетом минусового допуска) толщина стенки трубы, м; DH- номинальный наРУжныи диаметр трубы, м; R - расчетное значение напряжения, МПа
где к - коэффициент, устанавливающий величину испытательного давления при гидравлических испытаниях в зависимости от заданного уровня долговечности трубопровода на период после испытаний, АН),95; от - нормативный предел текучести стали трубы, МПа.
Минусовой допуск на толщину стенки трубы определяется по техническим условиям на изготовление труб. Для новых газонефтепроводных труб диаметром от 530 до 1420 мм минусовой допуск рекомендуется принимать равным 0,8 мм.
Определение коэффициента запаса прочности по заранее заданному
количеству циклов [Л^] выполняется по формуле: |
|
|
т\ |
= ", - г ( п в - 1) |
3.184) |
_Рраб _ |
Я |
Путем варьирования п„ обеспечивается заданная долговечность трубопровода.
Для определения периодичности испытания (времени до следующего испытания) требуется вести учет количества циклов нагружения нефтепроводов, т.е. количество пусков (остановок) нефтепровода.
Периодичность испытаний нефтепровода зависит от величины рабочего давления для каждого цикла нагружения и от количества циклов нагружения для конкретного рассматриваемого нефтепровода. Так, например, при постоянном рабочем давлении в каждом цикле нагружения (максимальное значение давления) и постоянном количестве циклов нагружения за один год, время между последующими испытаниями (периодичность испытаний) является постоянной величиной.
3.9.5. Определение оптимальных параметров полного удаления воды из трубопровода
Эффективность удаления воды в значительной степени определяется скоростью перемещения поршней-разделителей по газопроводу.
Для достижения высоких технико-экономических показателей необходимо проводить расчет технологических параметров удаления воды, а при отклонении скорости поршней-разделителей от оптимальных значений - регулирование параметров в процессе передвижения этих устройств по осушаемому участку.
Оптимальная скорость перемещения поршней-разделителей ограничена в пределах между максимально и минимально допустимыми величинами этой скорости.
Максимальная скорость поршней-разделителей итах зависит от их конструктивной характеристики [35].
Минимальная скорость перемещения поршней-разделителей umin 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
tW=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; 6 - удаление воды через линейный кран; в - удаление воды через сливной патрубок; г - удаление воды на открыть*** 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; t - длина сливного патрубка; f - площадь поперечного сечения запорной арматуры; DBHвнутренний диаметр трубопровода; z - координата поршня-разделителя; X), х2>х3, ho, hi, h* h2, h3, h* - индексами обозначены соответствующие точки продольного профиля
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:
+ АР + РК ~Ра |
(3.185) |
где п — коэффициент запаса, w=l,10 - для газопроводов, проложенных по равнинной местности; п=1,25 - для газопроводов, проложенных по пересеченной местности; р - плотность воды (р - 1000 кг/м3), кг/м3; Л- коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода, Л=0,15 при удалении воды из предварительно очищенных (протягиванием или продувкой) учасгков газопровода; Л=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; АР - сопротивление |
перемещению |
поршня-разделителя по трубопроводу (АР= (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: |
|
|
|
|
|
_ Fumin • TUOp |
р _{ i L z |
l j |
+ gh\ + \Q(AP+PK) |
(3.186) |
|
|
|||||
тРпорТ |
н о 5! |
- - |
Vmin |
||
|
2D |
|
|
|
|
где F - площадь внутренней полости трубопровода, м2; Т - абсолютная температура воздуха (или газа) соответственно в трубопроводе или ресивере, К; ТНОр - абсолютная температура воздуха или газа в нормальных условиях, Т„ор=293 К; Рыор - давление при нормальных условиях (при Тыор-292 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)
Р =Р
г к 1 а
•при удалении воды на свободный конец газопровода при частично перекрытом линейном кране (рис.3.38,б), а также при удалении воды
через сливной патрубок, оборудованный запорной арматурой меньшего диаметра (рис.3.38,в) или арматурой, перекрытой до определенных размеров для стабилизации скорости передвижения поршнейразделителей
'Р + Ра |
(3.187) |
2-10* •/Г
где / - площадь поперечного сечения неравнопроходной или частично перекрытой запорной арматуры; /л - коэффициент расхода запорной арматуры. При отсутствии данных о характеристике арматуры принимают усредненное значение коэффициента //=0,60;
•при удалении воды через сливной патрубок, оборудованный полностью открытой равнопроходной запорной арматурой
Р,= 0,25
а ш >
2
где Fy - площадь поперечного сечения сливного патрубка, м •
Расчет значений Рми К по формулам (3.185) и (ЗЛ86) проводят для ряда характерных точек очищаемого участка: начала (2=0 ), конца (z=L), а также нижних точек перегиба продольного профиля трассы газопровода {z-xy и z=x3, см. рис. 3.38). Для этих же точек по продольному профилю трассы газопровода определяют величины А.
Из ряда полученных величин Рн и К выбирают максимальные и принимают их за исходные значения давления нагнетания Рн.опт и необходимого количества компрессорных станций КоппГ 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: |
|
|
D l*T p |
|
+gh) + àP +pk -P„ (3.189) |
Рр =(» + |
Ю6 |
|
D2PLpT |
2D... mm |
Расчет значений Pp по формуле (3.189) ведется для ряда характерных точек очищаемого участка, начала (z=0), конца (z=£), а также нижних точек перегиба продольного профиля трассы газопровода. Для этих же точек по продольному профилю трассы газопровода определяют зелЯчины Л.
Из ряда полученных величин Рр выбирают максимальную и принимают ее за оптимальную величину начального давления в ресивере (Рр.оптУ
Условный диаметр запорной арматуры или диаметр байпасной линии от ресивера к очищаемому участку равен:
dy = (0,15 - Q,20)DeH |
(3.190) |
При контрольном пропуске поршней-разделителей, перемещающихся по газопроводу под давлением воздуха, подаваемого в осушаемый участок непосредственно от передвижных компрессорных станций, используют те же компрессорные станции, что и при предварительном удалении воды после гидравлического испытания.
Необходимое количество передвижных компрессорных станций для контрольного пропуска поршней-разделителей вычисляют по формуле:
К = |
n(AP +^ ) F u t |
(3.191) |
|
|
QPnop |
где /7=1,1 —1,2 —для газопроводов, проложенных по равнинной местности; п = 1,2 - 1,5 - для газопроводов, проложенных по пересеченной
местности; иопт- оптимальная скорость передвижения поршня-разделителя;
Q - производительность одного компрессора, м3/с.
При необходимости повторения контрольного пропуска коэффициент п принимают п = 1.
В формуле (3.191) величина В может принимать следующие значения:
п ри — |
>50000 В = / Ли°пт |
Dm |
V P T Dm |
• при —— < 50000 В= 1
Я,,,
В формуле (3.192) R - газовая постоянная: для воздуха R=287 м2/с2 град; для газа #=519 м2/с2 град.
Величину оптимальной скорости перемещения поршней-разделителей при контрольных пропусках рекомендуется принимать из соотношения:
2umin< Uonm< 0,7Umax* |
(3.192) |
где значения uminи и^и выбирают в соответствии с табл. 3.41 и 3.42.
Величину коэффициента гидравлического сопротивления Я принимают Я=0,015. Полученную по формуле (3.191) величину округляют до ближайшего целого числа.
При контрольном пропуске поршней-разделителей, перемещающихся по газопроводу под давлением воздуха (или газа), подаваемого в осушаемый участок от ресивера, используют следующие соотношения.
Таблица 3.41
Оптимальные границы изменения скорости перемещения очистных устройств
|
|
|
Оптимальные границы |
||
Этап |
Работы |
Очистные |
изменения скорости |
||
перемещения очистных |
|||||
устройства |
|||||
|
|
устройств, м/с |
|||
|
|
|
|||
I |
Промывка с пропуском |
ДЗК-РЭМ |
Vmin |
Umax |
|
1 |
2 |
||||
|
поршней ДЗК-РЭМ или |
ОПР-М |
|
|
|
|
ОПР-М, совмещенная с |
|
|
|
|
|
удалением воздуха и |
|
|
|
|
|
наполнением газопровода |
|
|
|
|
II |
водой |
|
|
|
|
Гидравлическое испытание |
- |
- |
- |
||
III |
Предварительное удаление |
г ОПР-М |
0,5 |
4 |
|
|
воды с пропуском поршней |
ДЗК-РЭМ |
0,5 |
3 |
|
V |
ОПР-М или ДЗК-РЭМ |
|
|
|
|
Окончательное удаление |
ОПР-М |
0,5 |
4 |
||
|
воды с пропуском поршней |
ДЗК-РЭМ |
0,5 |
3 |
|
|
ОПР-М или ДЗК-РЭМ |
|
|
|
|
|
(контрольный пропуск) |
|
|
|
|
Начальное давление воздуха или газа в ресивере определяют по формуле:
/ |
Dl,zTp |
|
л + |
||
(3.193) |
||
V |
D \LpT |
|
|
где п = 1,5 - 2,0 - для газопроводов, проложенных по равнинной местности; п - 2,0 - 2,5 - для газопроводов, проложенных по пересеченной
местности.
При необходимости повторения контрольного пропуска значения коэффициента п принимают п = 1,2 - 1,5.