1.6 Испытание нефтепровода

Несмотря на то, что в процессе строительства ВСТО за всеми технологическими операциями осуществлялся строгий контроль, высокая эксплуатационная надежность трубопровода может быть гарантирована лишь после испытания на прочность всей линейной части, различных узлов, подключений и т. д. Испытательное давление устанавливается в зависи­мости от категории участков. Участки нефтепровода ВСТО категории В и I в обя­зательном порядке предварительно испытывают гидравлическим способом, а затем лишь в составе всего трубопровода.

Испытание линейной части магистральных трубопроводов на прочность и проверку их на герметичность проводят после завершения всех предшествую­щих работ (укладки, засыпки, обвалований или закрепления на опорах, очистки полости, врезки линейной арматуры, приварки катодных выводов, а также пред­ставления и проверки исполнительной документации). На магистральных нефтепроводах испытание на прочность и проверку на герметичность осуществляют только гидравлическим способом.

При гидравлическом испытании обычно в качестве заполняющей жидкости применяется вода, свободная от механических примесей (ил, песок и т. д.). Протяженность испытываемых одновременно участков выбирается в соответст­вии с рельефом местности с таким расчетом, чтобы все трубы были испытаны необходимым давлением, а на участках, где имеются провалы рельефа, давле­ние не оказалось чрезмерно большим. Поэтому разбивка трубопровода на участки при испытании должна выполняться по конкретному профилю.

Рисунок 8 – Схема подключения опрессовочных и наполнительных агрегатов

Трубопровод заполняется водой наполнительными агрегатами через узлы подключения. Одновременно с наполнительным подключается и опрессовочный агрегат (рисунок 8). Одна из возможных схем подключения опрессовочных и наполнительных агрегатов показана на рисунке 8. От одного узла осу­ществляется заполнение двух участков и трубопровода. Узел подключения позволяет с помощью задвижек 2, 3, 4, 5, 6 выполнять необходимые переключе­ния для заполнения сначала участка l₁ затем 1₂ и для создания испытательного давления.

При заполнении испытуемых участков водой необходимо недопускать образования воздушных пузырей, которые могут образоваться на выпуклых участках рельефа (рисунок 9). Для выпуска собирающегося воздуха на выпуклых участках трассы устанавливают воздуховыпускные краны 1, 2 и т. д. (рисунок 9). После заполнения трубопровода водой испытание начинается не сразу, а через несколько часов. Это необходимо для того, чтобы дать возмож­ность мелким пузырькам воздуха собраться на выпуклых участках. Открыв воздушные краны, выпускают воздух, при этом подкачивают в трубопровод необходимое количество воды. Краны должны оставаться открытыми до тех нор, пока пи них не пойдет вода без воздуха.

Рисунок 9 – Схема установки воздуховыпускных кранов

В начале и в конце испытуемого участка, а также в некоторых промежуточных точках, в которых необходимо прокон­тролировать фактическое испытательное давление, устанавливают измеритель­ную аппаратуру.

Испытание на прочность

Давление поднимается наполнительными агрегатами до допускаемой его техническими возможностями величины. Затем наполнительный агрегат от­ключают и одновременно включают опрессовочный агрегат, который и подни­мает давление до расчетной величины. После этого опрессовочный агрегат от­ключают, закрывают задвижки, начинается собственно испытание. По требованиям СНиП это время должно быть не менее 6 ч. В конце испытания давление в контролируемых точках должно оставаться неизменным. Если эти условия выполняется, то давление снижается до рабочего и проверяется герметичность трубопровода.

Иногда до подъема, давления до расчетной величины или в период выдержки испытательного давления случаются разрывы. При каждом разрыве заменяют трубы разрушенного участка новыми, а испытание повторяют. Давление при испытании контролируется пружинными манометрами, имеющими класс точ­ности 0,1—0,2.

Проверка на герметичность и освобождение трубопровода от воды.

Эта проверка заключается в измерении снижения рабочего давления в те­чение определенного промежутка времени, а также времени, необходимого для тщательного осмотра всей трассы с целью обнаружения возможных мест утечек. Если даже визуально мест таких утечек не обнаружено, а давление по показаниям манометров снижается, то необходимо выяснить причину сни­жения давления. Видимыми признаками утечек являются выход воды на по­верхность грунта, образование промоин, выброс грунта из траншеи, появление пены на пересечениях обводненных участков. При обнаружении утечек линей­ные задвижки или краны перекрывают с обеих сторон от места повреждения, выпускают из отключенного участка воду и заменяют дефектные трубы новыми. Все вопросы, связанные с остановкой испытаний, удалением дефектных мест и т. п. решает специальная комиссия по проведению испытаний.

После окончания испытаний и проверки герметичности необходимо удалить воду из трубопровода. Вода обычно скапливается на вогнутых участках 3 (рисунок 9). Полностью вода может быть удалена только с применением мяг­ких поршней-разделителей. В трубопровод нагнетают воздух; в зоне контакта воздуха с водой помещается поршень, который полностью выталкивает воду из трубопровода. [6 cтр.345–347]

2 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Технологический расчет

Исходные данные для расчета:

• массовый годовой план перекачки =58 млн т/год

• длина трубопровода L=4740 км

• высотная отметка начала трубопровода

• высотная отметка конца трубопровода

• плотность транспортируемой нефти

• вязкость при

• вязкость при

• расчетная температура

Решение:

1. Определение глубины заложения трубопровода и температура

(1)

где – наружный диаметр трубопровода.

2. Значение плотности нефти при температуре

(2)

где – заданная плотность при заданной температуре

– расчетная температура

3. Значение кинематической вязкости ν

(3)

где - заданная кинематическая вязкость при заданной температуре ;

u – показатель крутизны вязкостно-температурной кривой;

- расчетная температура;

- температура нефти при .

(4)

Где заданные кинематические вязкости при заданных температурах

.

4. Значение часовой и секундной пропускной способности трубопровода

(5)

Где - массовый годовой план перекачки;

– плотность продукта;

8400 – заданное время работы трубопровода в году.

(6)

Рис. 10 Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от плановой пропускной способности нефтепровода

5. Значение внутреннего диаметра трубопровода

(7)

Где W – рекомендуемая скорость перекачки, определяемая из графика рис. 10

W= 2,4 м/с;

- секундная пропускная способность трубопровода.

По расчетному значению принимается ближайшее в большую сторону значение наружного диаметра трубы

6. В соответствии с расчетной пропускной способность трубопровода выбираем основные и подпорные насосы

1) 3 основных насоса НМ 5000–210

2) Подпорный НПВ 3600-78

7. Значение рабочего давления развиваемое НПС

(8)

Где m_p– число рабочих магистральных насосов;

h_м и h_n– соответственно напор, м, развиваемый магистральным и

подпорным насосами;

– допустимое давление нефтеперекачивающей станции.

8. Находим значение толщины стенки трубы

(9)

Где n– коэффициент надежности по нагрузке n =1,1;

R₁– расчетное сопротивление металла трубы;

Р– рабочее давление в трубопроводе;

- наружный диаметр трубопровода.

(11)

Где σ_в– предел прочности металла трубы, для стали 12ГСБ σ_в1 =550 Мпа;

m_у– коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от его категории: для подземных магистральных нефтепродуктопроводов принятом m=0,9;

- коэффициент надежности по материалу, ;

- коэффициент надежности по назначению трубопровода .

9. Для каждого трубопровода определяем внутренний диаметр

(10)

Где - толщина стенки принимаемая по сортаменту;

- диаметр наружный.

10. Определяем фактическую скорость перекачки

(11)

Где - часовая пропускная способность трубопровода;

- внутренний диаметр трубопровода

11. Находим число Рейнольдса

(12)

Где - Фактическая скорость перекачки;

- внутренний диаметр трубопровода;

- кинематическая вязкость

(13)

Где - относительная шероховатость труб.

(14)

Где К – эквивалент шероховатости.

13. Значение коэффициента гидравлического сопротивления по формуле Блазиуса

(15)

где - коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий от режима течения нефти в трубопроводе

14. Определяем потери напора на трение

(16)

Где: – расчетная длина нефтепровода, определяется по формуле 17.

(17)

15. Определение гидравлического уклона

(18)

Где i – гидравлический уклон.

16. Определение суммарной потери напора

(19)

Где 1,02 – коэффициент, учитывающий потери напора в местных сопротивлениях линейной части трубопровода;

- высотная отметка начала трубопровода;

- высотная отметка конца трубопровода.

- чисто эксплуатационных участков ;

- остаточный напор (20-40 м);

17. Определение числа перекачивающих станций

(20)

Где – напор станции;

- значительный напор (до 115 м);

Н- полная потеря в трубопроводе.

(21)

По проделанному расчету делаю вывод что оптимальным вариантом сооружения трубопровода является труба из стали 12ГСБ диаметром 1220 мм, толщиной стенки 13 мм с количеством насосных станций 35