36122

Проектування трубопроводів

Конспект

Производство и промышленные технологии

Особливості різних способів транспортування нафтинафтопродуктів і газу. Особливості трубопровідного транспорту. Особливості залізничного транспорту. Особливості морського транспорту. Особливості річкового транспорту. Особливості автомобільного транспорту. Економіка різних видів транспортування нафти інафтопродуктів. Вибір раціонального способу транспортування нафтовихвантажів. Методика розрахунку характеристик за способамитранспортування. Розрахунок економічних показників трубопровідноготранспорту...

Украинкский

2013-09-21

892.5 KB

55 чел.

Івано-Франківський державний технічний університет

нафти і газу

КОНСПЕКТ ЛЕКЦІЙ з дисципліни "Проектування трубопроводів"

для студентів напрямку підготовки- 0903 Гірництво спеціальності - Газонафтопроводи та газонафтосховища

MB 02070855-747-2001

Розглянутий на засіданні кафедри

транспорту і зберігання нафти і газу

(протокол № 5 від 18.01.01 р.)

Всі цитати, цифровий і фактичний матеріал перевірені. Зауваження рецензента враховані.

             Возняк М.П.

                                 2001 р.

м.Івано-Франківськ 2001

ЗМІСТ

Вступ  5

1. Особливості різних способів транспортування нафти,
нафтопродуктів і газу  
6

  1.  Особливості трубопровідного транспорту  6
  2.  Особливості залізничного транспорту 8
  3.  Особливості морського транспорту  8
  4.  Особливості річкового транспорту  9
  5.  Особливості автомобільного транспорту  10

2 Економіка різних видів транспортування нафти і
нафтопродуктів  
11

  1.  Вибір раціонального способу транспортування нафтових
    вантажів  
    11
  2.  Методика розрахунку характеристик за способами
    транспортування  
    11

  1.  Розрахунок економічних показників трубопровідного
    транспорту  
    11
  2.  Розрахунок економічних показників залізничного
    транспорту  
    15
  3.  Розрахунок економічних показників водного

транспорту  16

2.2.4 Приклад розрахунку економічних показників  17

  1.  Технологічні схеми нафтоперекачувальних станцій  22
  2.  Основне обладнання нафтоперекачувальних станцій  28
  3.  Основні технологічні параметри магістральних
    нафтопроводів  
    31
  4.  Вимоги норм технологічного проектування до
    нафтоперекачувальних і наливних станцій  
    35
  5.  Гідравлічні розрахунки і режими роботи нафтопроводу  41
  6.  Вимоги норм технологічного проектування до
    магістральних газопроводів  
    43

  1.  Вимоги до лінійних споруд  43
  2.  Вимоги до вузлів редукування газу  44
  3.  Вимоги до вузлів очистки газопроводів  45
  4.  Вимоги до запірної арматури  47
  5.  Вимоги до електропостачання лінійних споруд  48
  6.  Вимоги до телемеханізації лінійної частини  49
  7.  Вимоги до електрохімзахисту  49
  8.  Вимоги до компресорних станцій  50
  9.  Вимоги до газорозподільних станцій  53

9.    Гідравлічні розрахунки магістральних газопроводів

згідно з ОНТП 51-1-85  57

  1.  Визначення пропускної здатності і продуктивності
    магістральних газопроводів  
    57
  2.  Гідравлічний розрахунок ділянки газопроводу  61
  3.  Розрахунок робочих параметрів нагнітачів  71
  4.  Розрахунок робочих параметрів поршневих
    газоперекачувальних агрегатів  
    74

Перелік рекомендованих джерел  76

Вступ

Дисципліна "Проектування трубопроводів" є однією з спеціальних дисциплін спеціальності 7.090305 - Газонафтопроводи та газонафтосховища.

її метою є придбання студентами знань з основ проектування магістральних газопроводів, а також з методиками проведення розрахунків основних технологічних процесів при транспортуванні нафти, нафтопродуктів і газу.

Дисципліна складається з лекційного курсу і практичних занять. Для повного освоєння предмету студентам виділяється окрім часу на аудиторні заняття час на самостійну роботу і на виконання домашньої контрольно-розрахункової роботи.

В результаті вивчення дисципліни студент повинен дістати навички з проведення проектних розрахунків нафтогазопроводів, підбору устаткування насосних і компресорних станцій, розробки технологічних схем і генпланів об'єктів нафтогазопроводів, засвоїти питання, зв'язані з техніко-економічним обгрунтуванням підбору способу транспортування нафтовантажів, оптиміза-цією проектних рішень.

ОСОБЛИВОСТІ РІЗНИХ СПОСОБІВ ТРАНСПОРТУВАННЯ НАФТИ, НАФТОПРОДУКТІВ І ГАЗУ

Нафта^ нафтопродукти і газ доставляються трубопровідним, залізничним, морським, річковим і автомобільним транспортом.

Всі ці види транспорту мають свої особливості. Вони розрізняються за степенем розвитку і регіонального розміщення, за рівнем технічного оснащення і умовами експлуатації, можливостями освоєння різних вантажопотоків, за пропускною і провізною здатністю на окремих напрямках і ділянках, за технічними параметрами, техніко-економічними показниками та іншими даними.

Тому при вирішенні питання про використання того чи іншого виду транспортування або про їх взаємодію між собою при змішаних перевезеннях в умовах багатоваріантних способів постачання необхідно приймати до уваги техніко-економічні особливості кожного з цих видів транспорту і т. п.

1.1    Особливості трубопровідного транспорту

До магістральних нафтопроводів відносяться трубопроводи діаметром від 219 мм до 1220 мм включно і протяжністю 50 км і більше, які призначені для транспортування нафти з району видобування на нафтопереробні заводи (НПЗ), на пункти наливу (залізничні, морські, річні) або головні перекачувальні станції (ГПС) нафтопроводів. До магістральних нафтопродуктопроводів відносяться трубопроводи діаметром не менше 219 мм і протяжністю 50 км і більше, призначені для транспортування нафтопродуктів з районів їх виробництва, від НПЗ або перевальних нафтобаз в райони споживання - до розподільчих нафтобаз, наливних станцій, річкових або морських портів.

Трубопровідний транспорт має наступні характерні техніко-економічні особливості:

магістральними    трубопроводами    постачають    нафту,    нафтопродукти    і
практично весь природний газ, що добувається як всередині країни, так і за її
межами;

магістральні   нафто-   і   нафтопродуктопроводи   зв'язують   практично   всі
нафтовидобувні,   нафтопереробні   і   нафтоспоживаючі  центри,  здійснюючи
широкі   транспортно-економічні   операції   з   різними   групами   нафтових
вантажів;

трубопровідний   транспорт   -   найбільш   економічний   і   досконалий   вид
транспорту;

магістральні   трубопроводи   дозволяють   забезпечити   можливість   подачі
практично необмеженого потоку нафти, автобензинів, дизельних і реактивних
палив в будь-якому напрямі;

магістральними трубопроводами проводять послідовне перекачування різних
сортів нафти, газу, а також різних видів нафтопродуктів;

6


робота магістральних трубопроводів безперервна, планомірна протягом року,
місяця, доби і не залежить від кліматичних, природних, географічних та інших
умов, що гарантує безперебійне забезпечення споживачів;

трубопровід може бути прокладений практично в усіх районах, напрямках, в
будь-яких інженерно-геологічних, топографічних і кліматичних умовах;

траса трубопроводу - це найкоротший шлях між початковим і кінцевим
пунктами проходження і може бути значно коротшим, ніж траси інших видів
транспортування;

спорудження трубопроводів проводиться порівняно швидко, що прискорює
освоєння нафтових і газових родовищ, потужності НПЗ, незалежно від їх
місцерозташування;

на магістральних трубопроводах може бути забезпечена повна автоматизація,
застосування автоматизованих систем керування технологічними процесами
(АСУ ТП) перекачування нафти, нафтопродуктів і газу;

в умовах розвинутої єдиної транспортної мережі магістральні трубопроводи
мають широкі можливості для взаємодії з іншими видами транспортування по
сумісного постачання нафти, нафтопродуктів і вуглеводневої сировини;

трубопровідний  транспорт  має  найкращі  техніко-економічні  показники  в
порівнянні  з  іншими  видами транспортування  нафтових  вантажів,  а для
транспортування природного газу, що знаходиться в газоподібному стані, є
єдино можливим.

Перераховані особливості трубопровідного транспорту суттєво впливають на формування його техніко-економічних показників. Можливість значної автоматизації і телемеханізації, впровадження систем автоматизованого керування технологічними процесами - все це допомагає підтриманню оптимальних режимів експлуатації трубопровідних систем, скороченню затрат електроенергії, а також втрат нафти, нафтопродуктів і газу при перекачуванні, скороченню чисельності персоналу.

До недоліків трубопровідного транспорту потрібно віднести велику витрату металу і "жорсткість" траси перевезення, тобто неможливість зміни напряму перевезення нафти, нафтопродуктів або газу після будівництва трубопроводу.

Є і ряд невирішених питань, пов'язаних з недостатнім розвитком систем розгалужених нафтопродуктопроводів, розвитком мережі трубопроводів іншого призначення, з розширенням асортименту нафтопродуктів, які транспортуються і інших масових вантажів.

Відносно розвитку систем магістрального транспортування газу необхідно враховувати, що основною особливістю їх розвитку є жорсткий зв'язок транспортного процесу з добуванням і споживанням газу як палива. Зміна об'ємів видобування або споживання газу відбивається на об'ємах його транспортування, змінює параметри, а отже і техніко-економічні показники газопроводів. Цю особливість газопровідних систем необхідно враховувати при проектуванні і спорудженні, тобто вибір параметрів і етапності розвитку систем не є завданням тільки транспорту, а є частиною завдання створення ефективної або оптимальної структури паливно-енергетичного комплексу (ПЕК) країни.

7


1.2        Особливості залізничного транспорту

Основні техніко-економічні особливості залізничного транспорту наступні:

цей вид транспорту універсальний, забезпечує перевезення всіх вантажів,
включаючи нафтові вантажі всіх видів, в тому числі і скраплені (зріджені)
нафтові гази, в цистернах, бункерах або легкій тарі, а також пасажирів;

залізничний транспорт може здійснювати транспортні зв'язки між більшістю
пунктів виробництва і споживання нафти і нафтопродуктів з допомогою
рухомого     складу,     володіючи     неперервною     розгалуженою     мережею
магістральних і під'їздних залізничних шляхів;

можливість спорудження залізниць     практично на будь-якій території
країни і забезпечення стійких зв'язків між районами;

висока провізна і пропускна здатність, особливо спеціалізованих

залізниць

можливість безперебійного і рівномірного здійснення перевезень нафтових
вантажів в усі пори року і періоди доби;

порівняно висока швидкість руху і відносно швидкі терміни доставки вантажів,
тобто можливість перевезення вантажів не тільки в масовій кількості, але і
доставка їх на значні відстані і в короткий термін;

перевезення   нафтових   вантажів   залізницею   здійснюються   найкоротшим
шляхом у порівнянні з річковим, в ряді випадків і морським шляхом.

Поряд з вказаними позитивними факторами залізничний транспорт має ряд істотних недоліків. По-перше, для будівництва залізниці необхідно затратити значні капіталовкладення. По-друге, неможливість повного використання спеціалізованих вагонів - цистерн (через порожні пробіги). По-третє, обмеженість вантажопідйомності одного нафтоналивного маршруту, що потребує великої кількості локомотивів (тепловозів або електровозів). По-четверте, необхідність спорудження наливних станцій в пунктах відвантаження і прийому нафти, нафтопродуктів або скрапленого газу з великою кількістю під'їздних шляхів. По-п'яте, значні втрати нафти і нафтопродуктів при проведенні перевальних операцій і транспортуванні.

1.3    Особливості морського транспорту

У порівнянні з іншими видами транспорту морський транспорт має наступні техніко-економічні особливості, які визначають в окремих випадках його перевагу:

морський    транспорт    є    єдиним    транспортом,    що    забезпечує    масові
міжконтинентальні   транспортно-економічні   зв'язки,   в   тому   числі       їх
експортно-імпортним перевезенням між державами;

для перевезення нафтовантажів морським флотом використовуються природні
водні шляхи, що не потребує затрат для їх спорудження або підтримання в
експлуатаційному    стані    (крім    каналів)    і    характеризується    порівняно
невеликими капіталовкладеннями;

8


морський транспорт володіє практично необмеженою лінійною провізною і
пропускною    здатністю    природних    водних    шляхів    для    перевезення
нафтовантажів; а обмеження провізної здатності визначається в цьому випадку
лиш пропускною здатністю морських портів і нафтобазового господарства,
вантажопідйомністю і іншими показниками рухомих засобів флоту;

незначна витрата палива і затрата енергії, так як морські шляхи горизонтальні,
не зв'язані з рельєфом місцевості і тому не потребують затрат енергії на
подолання сили тяжіння, яка виникає, наприклад, на залізницях;

при  перевезеннях на великі  відстані  більш низька,  ніж  на  інших видах
транспорту, собівартість перевезень.

До недоліків морського транспорту нафтовантажів відносяться:

залежність його роботи від природно-кліматичних, природно-географічних і
навігаційних умов;

необхідність значних затрат на доставку нафтовантажів в порти відвантаження
і  наступного їх руху від портів прибуття до споживача іншими видами
транспорту,    здійснення    додаткових    навантажувально-розвантажувальних
операцій;

створення берегових морських перевальних нафтобаз і портів для перевалки
нафти і нафтопродуктів, а також для створення їх запасів з врахуванням
можливої нерівномірності роботи морського транспорту протягом року.

1.4    Особливості річкового транспорту

Річковий транспорт є важливим елементом єдиної транспортної системи країни, якому властиві наступні техніко-економічні особливості:

річковий флот використовується для доставки нафтових вантажів споживачам
як всередині країни, так і за її межами;

річковим флотом здійснюються перевезення нафти і нафтопродуктів не тільки
ріками, але і морями (змішані перевезення);

в деяких важкодоступних районах ряду країн річковий флот є єдиним видом
транспортування нафтопродуктів;

велика   пропускна   здатність   річкових   шляхів,   що   склались   природньо,
особливо глибоководних рік;

відсутність необхідності створення спеціальних дорогих лінійних споруд і, як
наслідок, порівняно менші капіталовкладення;

провізна    здатність    річкового    флоту    визначається    вантажопідйомністю
нафтоналивного  флоту  і  пропускної  здатності  причального  і  берегового
нафтобазового господарства.

До істотних недоліків річкового транспорту потрібно віднести:

залежність його роботи від природньо-географічних і природньо-кліматичних
умов і, як наслідок, можливість перевезення нафтовантажів тільки протягом
навігаційного періоду;

необхідність створення значних міжнавігаційних запасів нафтопродуктів в
місцях їх виробництва і використання;

9

кривизна шляху, а звідси, і корабельного ходу, ступінчастість глибин на всій
його довжині, що в ряді випадків перешкоджає проходженню кораблів великої
вантажопідйомності   всією   судноплавною   ділянкою   ріки   і,   як   наслідок,
обмеженість одиночної потужності кораблів;

обмеження в використанні рухомого складу, зв'язане з сезонністю роботи
(тривалість навігаційного періоду для південних рік - (240-270) днів; для
північних від 120 до 150 днів);

збільшення довжини маршрутів проходження нафтовантажів;

невелика в порівнянні з іншими видами транспорту швидкість перевезень;

необхідність     створення     спеціального     причального     і     нафтобазового
господарства для здійснення прийому і відвантаження нафтопродуктів.

1.5    Особливості автомобільного транспорту

Автомобільний транспорт володіє рядом техніко-економічних особливостей, що обумовлюють його інтенсивний розвиток і широке використання в усіх галузях народного господарства, в тому числі і постачання нафтопродуктів:

автотранспорт є єдиним транспортом, що здійснює постачання нафтопродуктів
або   скрапленого   газу   від   нафтобаз   і   наливних   станцій   безпосередньо
споживачам, тобто забезпечує перевезення всередині країни;

автотранспортом постачаються порівняно невеликі об'єми нафтовантажів на
різну відстань з високою швидкістю доставки;

він     відрізняється     великою     маневреністю,     мобільністю,     рухомістю,
проходимістю,      що      дозволяє      забезпечити      планомірне      постачання
нафтопродуктів споживачам практично в будь-який час;

автотранспорт найбільш економне використовується на коротких відстанях,
наприклад,   при   організації   самовивезення   нафтопродуктів,   тобто   коли
споживач сам вивозить нафтопродукти з нафтобази, або нафтопереробного
заводу.

До недоліків автомобільного транспорту потрібно віднести:

високі техніко-економічні показники, зв'язані з експлуатацією;

низька провізна здатність автомобільних цистерн;

наявність порожніх пробігів автоцистерн і, як наслідок, низька завантаженість
рухомого складу;

значна витрата нафтопродуктів на власні потреби;

залежність   від   наявності   і   технічного   стану   автомобільних   доріг,   їх
розгалуженості на території потрібного обслуговування.

Дослідження проблеми постачання нафтовантажів, вибору того чи іншого виду транспорту, як-це: трубопровідний, залізничний, водний і т.п. і (або) їх взаємодії в умовах розвинутої єдиної транспортної системи, повинні прийматися до уваги не тільки вказані техніко-економічні особливості, але і досягнутий рівень розвитку, техніко-економічні показники, сфери найбільш економного застосування цих видів транспорту, регіональні особливості і інші дані.

10

2     ЕКОНОМІКА РІЗНИХ ВИДІВ ТРАНСПОРТУВАННЯ НАФТИ І НАФТОПРОДУКТІВ

2.1    Вибір раціонального способу транспортування

нафтових вантажів

При виникненні необхідності в освоєнні нових вантажопотоків постає завдання у виборі доцільного способу транспортування нафтових вантажів.

Для доставления нафтовантажів на далекі відстані застосовуються, головним чином, трубопровідний, залізничний і водний транспорт. Перевагу тому чи іншому способу транспортування може віддаватися виходячи з мінімуму зведених затрат.

У загальному вигляді зведені затрати знаходяться за формулою

Р = 3 + ЕК, (2.1)

де 3 — експлуатаційні витрати з даного виду транспорту;

Е - нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень; К- капіталовкладення у вид транспорту, що розглядається.

Експлуатаційні витрати при різних способах транспортування можна визначити наступним чином:

31=SiМрLi, (2.2)

де Si - середня собівартість перевезень /-тим способом транспортування; Мр - річна кількість нафтовантажів, які підлягають транспортуванню; Liдальність перевезень і-тим видом транспорту.

За даними Гіпротрубопроводу середня собівартість перевезень для трубопровідного транспорту складає 0,12 коп/т.км, залізничного 0,33 коп/т.км і для водного (ріками) 0,17 коп/т.км, ( морями) - 0,12 коп/т.км.

При виконанні розрахунків за укрупненими показниками потрібно мати на увазі той факт, що вибір оптимального варіанту способу транспортування нафтовантажів за мінімумом зведених затрат має обмежену точність результатів.

2.2 Методика розрахунку характеристик за способами транспортування

2.2.1 Розрахунок економічних показників трубопровідного

транспорту

Експлуатаційні витрати

Зтр = SтрMPLтр . (2.3)

Значення STp в залежності від діаметра трубопроводу береться з таблиці 2.1. Кількість експлуатаційних ділянок

пс = Lтр / Lq тр

11


де   Zq   тр-   довжина нафтопроводів

= (400...600) км.

 експлуатаційної   ділянки.    Згідно   норм   проектування

Таблиця2.1 - Залежність собівартості перекачування від діаметра трубопроводу

Діаметр, мм 

Собівартість, коп/(т.км) 

Діаметр, мм 

Собівартість, коп/(т.км) 

219 

0,3 

529 

0,13 

273 

0,24 

630 

0,094 

325 

0,21 

720 

0,082 

377 

0,17 

820 

0,069 

426 

0,15 

1020 

0,065 

(тут і далі в цінах до "І 990 року) 1220 

0,062 

Необхідну вмістимість резервуарів знаходять у відповідності з нормами технологічного проектування за формулою

vp = [(пс- 1)(0,3÷0,5) + (2÷3 )]Q ДОБ , (2.5)

де Q ДОБ  - добова пропускна здатність нафтопроводу .

Q ДОБ =

,

де ρ- густина нафтовантажу, що транспортується;

350 - планове число робочих днів.

Капіталовкладення в лінійну частину трубопроводу

 (2.6)

де Сл- затрати на спорудження 1 км лінійної частини трубопроводу (таблиця 2.2

в цінах до 1990 року)

Таблиця 2.2 - Укрупнені показники ціни спорудження 1 км магістрального трубопроводу (тис. грн./км) в залежності від його діаметра

Діаметр 

Грошові затрати, 

Діаметр 

Грошові затрати, 

трубопро- 

тис. г 

рн/км 

трубопро- 

тис.грн/км 

воду, мм 

на основну 

паралельну 

воду, мм 

на основну 

паралельну 

магістраль 

магістраль 

магістраль 

магістраль 

219 

22,8 

18,0 

630 

71,0 

56,0 

273 

24,9 

20,1 

720 

77,5 

62,1 

325 

28,8 

22,8 

820 

91,1 

74,9 

377 

33,6 

27,5 

1020 

136,1 

119,6 

426 

37,6 

31,5 

1220 

180,8 

165,6 

530 

56,6 

45,1 

Капіталовкладення в перекачувальні станції

КТР.ПС ГПС +(n- 1)СППС +VРСР                              (2.8)

12

де    СГПС,    СППС  - вартість спорудження    відповідно    головної    і    проміжної перекачувальних станцій (таблиця 2.3);

п - загальне число перекачувальних станцій;

СР вартість м3 резервуарної місткості.

Таблиця 2.3 - Капітальні затрати на одну перекачувальну станцію (в тис. грн.) для нафтопроводів в цінах до 1990 року

Пропускна здатність, млн.т/рік 

Вартість головної насосної станції, тис. грн 

Вартість проміжної насосної станції, тис. Грн 

на новому майданчику 

на суміщеному майданчаку 

на новому майданчику 

на суміщеному майданчаку 

0,7-0,9 

1339 

935 

830 

500 

1,3-1,6 

1504 

1060 

854 

515 

1,8-2,3 

1643 

1160 

920 

555 

2,5-3,2 

1867 

1320 

1127 

680 

3,5-4,8 

2556 

1800 

1274 

765 

6,5-8,5 

5418 

3820 

1926 

1160 

10-12 

6730 

4700 

2012 

1210 

14-18 

8077 

5605 

2170 

1315 

22-26 

9202 

6355 

2554 

1535 

32-36 

12300 

8640 

2788 

1675 

42-50 

15396 

10925 

3023 

1815 

70-78 

16195 

11345 

3550 

2135 

Топографічні   умови   прокладання   і   регіональна   приналежність   траси трубопроводу враховуються за допомогою відповідних коефіцієнтів

;                       (2.9)

                              (2.10)

де, rpiвідповідно процентний склад ділянок з топографічним і регіональним коефіцієнтами КТІ і КРІ від загальної протяжності трубопроводу;

nт, nрКІЛЬКІСТЬ ДІЛЯНОК.

Значення коефіцієнта Кт приведено в таблиці 2.4, а регіональний коефіцієнт для всіх областей України дорівнює КР = 0,99.

Зведений корегуючий  коефієнт знаходиться за формулою

КзвТр    . (2.11)

13

З   урахуванням   поправочних   коефіцієнтів   повні   капіталовкладення   в трубопровідний транспорт набувають вигляду

ктр - кзВ тр. л + ктр.пс ) (2.12)

Зведені затрати на трубопровідний транспорт

РТР = ЗТР + ЕКТР         . (2.13)

Таблиця 2.4 - Поправочний коефіцієнт Кт на топографічні умови

Топографія траси 

Діаметр трубопроводу, мм 

до 426 

529 - 820 

1020-1420 

1 

2 

3 

4 

Лінійна частина 

Рівнинно-горбиста 

1,00 

1,00 

1,00 

Пустинна 

0,91 

0,92 

0,91 

Гориста 

1,45 

1,19 

1,17 

Болотиста 

1,40 

1,43 

1,45 

Північна 

2,68 

2,16 

2,08 

Площадкові споруди 

Рівнинно-горбиста 

1,00 

1,00 

1,00 

Пустинна 

1,00 

1,00 

1,02 

Гориста 

1,19 

1,23 

1,26 

Болотиста 

1,04 

1,06 

1,07 

Північна 

1,10 

1,16 

1,19 

Трубопровід в цілому 

Рівнинно-горбиста 

1,00 

1,00 

1,00 

Пустинна 

0,92 

0,95 

0,94 

Гориста 

1,43 

1,21 

1Д9 

Болотиста 

1,38 

1,34 

1,38 

Північна 

2,64 

1,97 

1,96 

Рекомендовані нормами проектування робочі тиски і пропускні здатності в залежності від діаметра трубопроводів приведені в таблиці 2.5.

При наявності лупінгів або вставок великого діаметра ціну лінійної частини знаходять за формулами:

кТР.ЛУП Л ·LТР ЛУП··ХЛУП ;

 

кТР.ВСТ Л ·(LТР – ХВСТ)+ СВСТ ·ХВСТ , (2.14)

де ХЛУП, ХВСТ  - відповідно довжина лупінга і вставки;

СЛУП, СВСТ - затрати на спорудження 1 км лупінга і вставки.

14

 Таблиця 2.5 - Показники нафтопродуктопроводів

Продуктивність,

млн.т/рік 

Зовнішній діаметр, мм 

Робочий тиск 

МПа 

кгс/см2 

0,7-1,2 

219 

8,8-9,8 

90-100 

1,1-1,8 

273 

7,4-8,3 

75-85 

1,6-2,4 

325 

6,6-7,4 

67-75 

2,2-3,4 

377 

5,4-6,4 

55-65 

3,2-4,4 

426 

5,4-6,4 

55-65 

4-9 

530 

5,3-6,1 

54-62 

7-13 

630 

5,1-5,5 

52-56 

11-19 

720 

5,6-6,1 

58-62 

15-27 

820 

5,5-5,9 

56-60 

23-50 

1020 

5,3-5,9 

54-60 

41-78 

1220 

5,1-5,5 

52-56 

2.2.2  Розрахунок економічних показників залізничного

транспорту

Повний час обороту однієї цистерни:

τn =  (2.15)

 

де L3 - протяжність залізниці;

l3 -середньодобовий пробіг цистерни;

τ3 час завантаження і розвантаження;

 - коефіцієнт нерівномірності роботи залізничного транспорту, який враховує

можливості затримки в дорозі. Кількість оборотів цистерни за рік

 пц =             (2.16)

 Необхідна кількість залізничних цистерн

Ц =

(2.17)

де q - об'ємна вмістимість одної цистерни.

Необхідна кількість локомотивів знаходиться, виходячи з числа цистерн в залізничному маршруті Цм:

15

Z =  . (2.18)

Експлуатаційні витрати

33=S3·MP·L3   . (2.19)

Грошові затрати при використанні залізничного транспорту

К3=СZ· Z + Сц·Ц    , (2.20)

де CZ, СЦ - ціна локомотива і вагона-цистерни відповідно. Зведені затрати на залізничний транспорт

Р3=33+Е·К3  . (2.21)

При розрахунку характеристик залізничного транспорту, при наявності інформації, необхідно враховувати на який напрямок (незавантажений чи завантажний) накладається новий вантажопотік, тому що це може внести вагомі корективи в розрахунок.

2.2.3 Розрахунок економічних показників водного транспорту

Повний час обороту однієї баржі (танкера)

(2.22)

де LВД - дальність перевезення вантажів водою;

L1, L2- добовий хід каравану барж (танкерів) відповідно проти і за течією;

τв - час навантаження і розвантаження суден;

 - коефіцієнт нерівномірності роботи водного транспорту. Річна кількість рейсів (оборотів) баржі (танкера)

nбр =  , (2.23)

де τн - тривалість навігаційного періоду.

Сумарна вантажопідйомність всіх барж, необхідних для заданого вантажопотоку,

Г =  . (2.24)

Затрати на спорудження барж

кбр = СБР ·Г , (2.25)

де Сбр ціна одиниці вантажопідйомності баржі (танкера).

16

Сумарна потужність буксирів

NББ·Г        , (2.26)

де РБ - потужність, що затрачується на буксирування одиниці вантажу. Ціна необхідної кількості буксирів для несамохідних барж

кбб  ·Nб  , (2.27)

де Сб - ціна одиниці потужності буксиру.

Необхідна місткість резервуарного парку

V=  , (2.28)

де φ – коефіцієнт заповнення місткості.

Капіталовкладення в спорудження необхідної місткості

kv=cp·v0      , (2.29)

де v0- корисний об'єм резервуарів (V0 = 1,05 V);

ср - ціна спорудження одиниці місткості резервуарів. Капіталовкладення в водний транспорт

КВДБРБV   . (230)

Експлуатаційні затрати при водному транспорті

ЗВД = SВДР ·LВД  . (2.31)

Зведені затрати у воднім транспорті

РВД = ЗВД ·КВД  . (2.32)

Після завершення розрахунків економічних показників за видами транспорту перевага віддається способу, що має найменші зведені затрати.

2.2.4   Приклад розрахунку економічних показників

Визначити доцільний спосіб транспортування М = 17 млнлхшн в рік нафти на нафтопереробні заводи. Густина нафти ρ= 879 кг/м3.

Транспортування нафти можна здійснити по рікам сумарна довжина яких LB =1300 км ; залізницею довжина якої L3 = 1100 км і по трубопроводу довжиною LTP = 880 км. Місцевість, якою може бути прокладено трубопровід, рівнинно-горбиста. Тривалість навігаційного періоду τн - 280 діб.

17

Для заданого вантажопотоку за таблицями - 2.5 і 2.1: вибираємо діаметр трубопроводу 720 мм, собівартість перекачування яким дорівнює 0,082 коп./(т.км). Експлуатаційні затрати при трубопровідному транспортуванні нафти

Зтр = 0,082·10-2 ·880·17000000 = 12,267·106 грн./рік.

У відповідності з нормами проектування довжина експлуатаційної ділянки приймається в межах (400...600) км. Виходячи з цього, приймаємо пе = 2.

Об'єм резервуарного парку буде дорівнювати

Vр =[(«*-0-0,4 +2,5]. QДОБ,

= 58170 м3 /добу,

Vp =[(2-1)·0,4+ 2,5]·58170 = 168700 м3.

Затрати на спорудження 1 км лінійної частини трубопроводу беремо із таблиці 2.7

СЛ= 77,5 тис.грн.

ктр.л = 77,5 • 880 = 68200 тис. гри.

Приймаємо, що трубопровід повинен мати шість (одну головну і п'ять проміжних насосних станцій). Вартість спорудження насосних станцій беремо із таблиці 2.3:

СГПС = 8077 тис. грн .,

СППС = 2170 тис. грн.

Ціну 1 м3 місткості для розрахунків з урахуванням технологічних трубопроводів і допоміжних споруд приймаємо рівною 20 грн./м3.

Капіталовкладення в насосну станцію знайдемо за формулою (2.8)

ктр.пс = 8077 + (6 -1) · 2170 +20-10-3 ·168700 = 22301 тис.грн.

Територією України проходить 100 % траси Р =0,99). Траса в основному пройде по рівнинно-горбистій місцевості     Т=1) (таблиця 2.4) Зведений коефіцієнт

K3B=KT ·KP=1·0,99 = 0,99.

За формулою (2.12) розраховуємо капіталовкладення в трубопровідний транспорт:

КТР =0,99·(68200 + 22301) = 89596 тис.грн.

Зведені затрати на трубопровідний транспорт знаходяться за формулою (2.13):

РТР =12,267·106+0,15·89,596·106=25,706·106грн/рік.

18

На основі фактичних даних середньодобовий пробіг цистерни можна прийняти рівним (200-250) км/добу. Час завантаження і розвантаження порядку 4 годин. Коефіцієнт нерівномірності роботи залізничного транспорту лежить в межах 1-1,5.

Приймаємо

L3= 240 км/добу,  τ3=4/24 діб,    = 1,2 .

За формулою (2.15) визначимо повний оборот однієї цистерни

τп =1,2 = 11,2   доби.

Число оборотів цистерни за рік визначимо за формулою (2.16)

пЦ   = = 32,59.

Вагон-цистерна (ТИП-60) вмістимість 60 м3. Визначимо необхідну кількість залізничних цистерн за формулою (2.17)

Ц== 9891шт.

Необхідну кількість локомотивів знаходимо для маршруту, який складається з 50 цистерн:

Z==198 шт.

При собівартості залізничного транспорту 0,33 коп./(т.км). Експлуатаційні затрати знайдемо за формулою (2.19)

З3 = 0,33 • 10-2 • 17 ·106·1300 = 72,93 ·106 грн./ рік .

Ціна одної цистерни вмістимістю 60 м3 рівна 5,65 тис. грн. Ціна одного електровоза вітчизняного виробництва в залежності від його потужності складає 66,8 ÷278 тис. грн., а одного тепловоза 104 ÷ 318 тис. грн. Виходячи з цього, визначаємо грошові затрати на залізничний транспорт за формулою (2.20)

К3 = 0,2·106·198 + 5,65·103·9891 = 95,484·106   грн. Зведені витрати в залізничний транспорт

Р3 =72,93·106 +0,12 ·95,484·106 =84,388·106 грн./год

Середня швидкість руху річкових барж за течією 130 км/добу, проти течії 90 км/добу. Коефіцієнт нерівномірності роботи водного транспорту &ВД = 1,25. Час навантаження і розвантаження для річкових барж складає 1 добу. Повний час обороту однієї баржі визначимо за формулою (2.22)

19

τn =• 1,25 = 31,8 діб.

Кількість рейсів в рік знаходимо за формулою (2.23)

пБР == 8,803.

Загальна вантажопідйомність барж

Г = -=l,931·106 т.

Ціна одиниці вантажопідйомності баржі

сбр = 40 три./ т.

Затрати   на   спорудження   додаткових   барж   без   врахування   силових установок

КБР = 40 • 1,931 • 106 = 77,24 • 106 грн.

Потужності, що затрачуються на буксирування одиниці вантажу приймаємо рівними РБ =0,1 кВт/т .

Знайдемо сумарну потужність буксирів

NБ = 0,1·1,931·106=0,1931·106  кВт.

Якщо прийняти, що ціна одиниці потужності складає СБ = 2000 грн. / кВт, то капіталовкладення в буксири будуть рівними

КБ =2·103·0,1931·106=386,2·106 грн.

Коефіцієнт заповнення місткості φ = 0,95. Місткість резервуарного парку для приймання нафти в міжнавігаційний період визначимо за формулою (2.28)

V== 9,482 • 106 м3.

Капіталовкладення в спорудження необхідної місткості

КV = 20·1,05·9,482·106= 199,122·106 грн..

Сумарні грошові затрати на водний транспорт

КВД = 77,24·106+386,2·106+199,122·106 =662,562·106 грн.

При   середній   собівартості   водного   транспорту   рікою   0,17   коп./т.км експлуатаційні затрати знайдемо за формулою

3ВД =0,17·10-2·1300·17·106=37,57·106 грн/рік.

20

Зведені затрати при водному транспорті

РВД =37,57·106+0,12·662,562·106 =117,077·106 грн/рік.

Прийняття рішення.

Аналіз зведених затрат у різні способи транспортування ( ртр = 25,706 -106 грн./рік, Рз = 84,388 ·106 грн./рік, РВД = 117,077 ·106 грн./рік) показує, що найбільш економічним є в даному випадку трубопровідний транспорт нафти, тому що він має найменші зведені затрати.

21

З ТЕХНОЛОГІЧНІ СХЕМИ НАФТОПЕРЕКАЧУВАЛЬНИХ СТАНЦІЙ

Перекачувальна станція це складний комплекс інженерних споруд, яка призначена для подачі продукту,який перекачується в магістральний трубопровід. Принципова схема комунікацій, яка забезпечує проведення операцій з перекачування, називається технологічною.

Головна вимога при розробці технологічних схем їх простота, можливість виконання всіх передбачених проектом технологічних операцій при мінімальній кількості запірної та регулюючої арматури і з'єднувальнних деталей, а також забезпечення мінімальної довжини технологічних трубопроводів.

У залежності від схеми приєднання насосів та резервуарів проміжних станцій виділяють наступні системи перекачування нафти та нафтопродуктів трубопроводами (рисунок 3.1) : постанційну, через один резервуар насосної станції, з підключеним резервуаром, з насоса в насос.

а - постанцшна схема;

б - через резервуар;

в - з підключеним резервуаром;

г - із насоса в насос;

I - насосний цех;

II - резервуар;

III - засувка.

Рисунок 3.1 - Системи перекачування .

22


При постанційній системі перекачування (див. рисунок 3.1, а) нафту приймають почергово в один із резервуарів станції, подачу на наступну станцію здійснюють з другого резервуара. Почергове заповнення і випорожнення резервуарів дозволяє досить точно врахувати кількість нафти, яка поступає з попередньої станції, і в той же час об'єми її відкачування на наступну станцію. При такій системі перекачування значні втрати нафти від випаровування, які викликаються "великими диханнями" резервуарів, тому її недоцільно застосовувати при перекачуванні сирої нафти і світлих нафтопродуктів. У тих випадках, коли на насосних станціях встановлюються поршневі або плунжерні насоси, цей спосіб перекачування нафти є основним .

При перекачуванні через один резервуар насосної станції (див. рисунок 3.1, б) нафта від попередньої станції поступає в резервуар, який служить буфером, і одночасно викачується з нього. Ця система не дозволяє проводити постанційний облік об'ємів нафти. Втрати нафти від випаровування великі внаслідок руху нафти в резервуарі, і ця схема так само, як і постанційна не рекомендується для перекачування сирої нафти та світлих нафтопродуктів. Більш досконала система перекачування з під'єднаним резервуаром (див. рисунок 3.1, в). Рівень нафти в резервуарі коливається в залежності від нерівномірності поступлення і відкачування нафти. При синхронній роботі рівень нафти в під'єднаній ємності залишається практично незмінним. Втрати нафти від випаровування в цьому випадку в значній мірі визначається лише втратами від "малих дихань".

Три вищеперелічені системи перекачування були породжені поршневими насосами, так як ці системи суттєво скорочують дію гідравлічного удару на трубопровід; при цьому резервуари відіграють роль буферних ємностей. При системі перекачування із насоса в насос резервуари проміжних станцій від'єднюються від магістралі (див. рисунок 3.1, г). їх використовують тільки для прийому нафти із трубопроводу під час аварій або ремонту. При від'єднаних резервуарах припиняються втрати від випаровування і повністю використовується підпір попередньої станції. Ця система передбачає повну синхронізацію і успішно використовується при обладнанні станцій відцентровими насосами.

Насосні станції з точки зору послідовності технологічних операцій можна розділити на наступні основні об'єкти: резервуарний парк, який складається із кількох резервуарів з приймальними і відпускними трубопроводами; насосний цех; маніфольд відкрита площадка або закрите приміщення, де зосереджені засувки, зворотні клапани, фільтри і т. п.; камери пуску і прийому скребка.

У склад головних перекачувальних станцій входить резервуарний парк значної місткості для забезпечення безперебійної роботи трубопроводу, а при послідовному перекачуванні для накопичення певних партій нафтопродуктів. Звичайно місткість резервуарів на головних станціях приймають рівною об'єму двох-, тридобової пропускної здатності нафтопроводу. При послідовному перекачуванні місткість резервуарного парку головної станції визначається розрахункове і залежить від кількості циклів.

Резервуарні парки проміжних станцій мають невелику місткість для
збирання нафти  (часто резервуари взагалі відсутні).

23


Обв'язку резервуарного парку (рисунок 3.2) можна виконувати в двох варіантах. При варінті І колектор а-с служить для заповнення резервуарів I-IV через засувки з непарними номерами (1, 3, 5, 7 ), а колектор b-d є всмоктуючим, яким через засувки з парними номерами ( 2, 4, 6, 8, 10 ) нафта відкачується насосами станції.

Варіант І

   

                                                     Варіант II          

                                                         З промысла №1   3 промысла №2    До нассосів

Рисунок 3.2 - Обв'язка резервуарного парку

24


При II варіанті обв'язки для кожного резервуара (I-IV) передбачається самостійний прийомно-відпускний трубопровід, а управління засувками ( 7-72 ) зосереджується в маніфольді. Ця схема дозволяє приймати нафту з різних промислів в будь-який резервуар і одночасно вести відкачування з будь-якої ємності.

На перекачувальних станціях сучасних магістральних трубопроводів переважно застосовують відцентрові насоси, які в більшості випадків з'єднані між собою послідовно. Обв'язка насосів повинна забезпечувати роботу насосної при переведенні в резерв будь-якого з агрегатів. Одна з основних умов при розробці схеми обв'язки - максимальне зменшення коефіцієнта резерву основного обладнання.

На головних станціях передбачають встановлення підпірних насосів, які забезпечують безкавітаційну роботу основних насосів. Підпірні насоси, в залежності від їх характеристик, можуть бути з'єднані як послідовно, так і паралельно.

Обв'язка підпірних і основних насосів показана на рисунку 3.3

О - основні насоси; П - підпорні насоси; Ф - фільтри-брудоуловлювачі Рисунок 3.3 - Схеми під'єднання насосів

Технологічна схема головної станції показана на рисунку 3.4. Поступаючи на площадку головної перекачувальної станції, нафта проходить через камеру (площадку) фільтрів, де очищується від механічних домішок, а потім через вузол заміру і обліку колекторами через маніфольди надходить в будь-який із резервуарів. Після відстою нафта, проминувши маніфольд, поступає в підпірну насосну. Далі підпірні насоси подають нафту у всмоктувальну лінію основної насосної. Пройшовши послідовно робочі насосні агрегати і вузол з регуляторами

25


тиску, нафта через вузол запуску скребка поступає в магістраль.На головній станції проводять тільки пуск скребків або розділювачів.

1 - підпірна насосна; 2 - площадка фільтрів та лічильників з контрольним лічильником; 3 - основна насосна; 4 - площадка регуляторів тиску; 5 - площадка

пуску скребків

Рисунок 3.4 - Технологічна схема головної насосної станції

26


Приклад технологічної схеми проміжної насосної станції показано на рисунку 3.5. Нафта від попередньої станції з тиском, більшим або рівним необхідному для безкавітаційної роботи насосів, надходить через вузол підключення станції до магістралі, проходить фільтри-брудоуловлювачі і попадає у всмоктувальну лінію насосної. Насосними агрегатами нафта через регулюючі клапани і вузол підключення направляється в магістраль.

1 - перекачувальна станція; 2 - приміщення з регулюючими клапанами; З - пристрій прийому та запуску скребків; 4 - площадка з фільтрами-

брудоуловлювачами

Рисунок 3.5 - Технологічна схема проміжної насосної станції

Вузол підключення проміжної станції до магістралі має пристрої для прийому і запуску скребків або розділювачів, а також обвідну лінію, яка дозволяє здійснювати перекачування нафти трубопроводами при відключенні цієї станції.

У приведених технологічних схемах кожен з насосних агрегатів може бути резервним.

27


4. ОСНОВНЕ ОБЛАДНАННЯ НАФТОПЕРЕКАЧУВАЛЬНИХ СТАНЦІЙ

Обладнання нафтоперекачувальних станцій умовно ділиться на основне і допоміжне. До основного відносять насоси та їх привід, а до допоміжного обладнання, яке необхідне для нормальної експлуатації основного обладнання, тобто системи мащення, охолодження, енергопостачання, опалення, вентиляції, водопостачання, каналізації та ін.

Для перекачування нафт і нафтопродуктів можна застосовувати поршневі і відцентрові насоси. Вибір насосного агрегату визначається техніко-економічними показниками з урахуванням умов його експлуатації.

Вимоги, які ставляться до насосних агрегатів, які використовуються на магістральних трубопроводах, зводяться до наступного: порівняно високі напори, великі подачі, економічність роботи, довгочасність і надійність нормальної неперервної роботи, компактність, простота конструкції і технологічного обслуговування.

У зв'язку з цим широкого використання при магістральному транспортуванні нафти і нафтопродуктів набули відцентрові насоси. Поршневі насоси для перекачування нафт по магістральних трубопроводах не використовують.

Для нормальних умов роботи основного відцентрового насоса необхідний підпір рідини на його вході, який звичайно створюється або допоміжним підпірним насосом (на головних насосних станціях), або за рахунок невикористаного напору попередньої насосної станції. При цьому основні і підпірні насоси мають однакові подачі.

Підпірні насоси повинні мати добру всмоктувальну здатність, яка досягається порівняно низькою частотою обертання їх валу. Ці насоси встановлюють якомога ближче до резервуарів.

Вітчизняна промисловість випускає нафтові насоси серії НМ, які експлуатуються на магістральних трубопроводах для перекачування нафти і нафтопродуктів з температурою до 353 К, кінематичною в'язкістю не вище 3 см2/с і вмістом механічних домішок не більше 0,05%. Насоси НМ відцентрові, одноступінчасті, горизонтальні, спірального типу. Патрубки насосів розміщені в нижній частині корпусу і направлені в різні сторони. Робоче колесо насоса з двостороннім входом забезпечує розвантаження ротора від осьових зусиль. Залишкові осьові зусилля сприймаються радіально-опорними підшипниками. Опорами для ротора є підшипники ковзання, до яких примусово подається масло від централізованої системи мащення і маслоохолодження.

Шифр запису в полі Q-H, наприклад НМ-2500-230, означає: НМ нафтовий магістральний, 2500 — подача (в м3/год) при найбільшому ККД насоса, 230 — диференціальний напір (в м).

Як правило, насосні агрегати з'єднують між собою послідовно. Напір насосної станції, в якій встановлено насоси з подачею до 360 м3/год включно, створюється двома послідовно працюючими агрегатами. При подачі більше 360 м3/год з'єднують на послідовну роботу 3 насосних агрегати.

28


Деякі технічні характеристики основних і підпірних насосів подані в таблиці 4.1. Для насосів з подачею 2500 м3/год і вище розроблені змінні ротори продутивністю 0,5 і 0,7 від номінальної QHOM. Насос НМ-1250-260 має змінний ротор продуктивністю 900 м /год, а насос НМ-10000-210 — додатковий змінний ротор продуктивністю 1,25 QHOM.

В якості підпірних насосів нормального ряду застосовують насоси НМП (П підпірний). Шифр запису, наприклад НМП-2500-74 означає: НМП нафтовий магістральний підпірний, 2500 — подача (в м3/год), 74 — напір (в м). Насоси серії НМП випускають на подачу 2500, 3600 і 5000 м3/год . Підпірні насоси розміщують в окремій будівлі, розташованій ближче до резервуарного парку. Інколи підпірну насосну заглиблюють, щоб забезпечити менші втрати напору у всмоктувальній лінії.

Таблиця 4.1- Технічна характеристика основних і підпірних насосів та електродвигунів до них

Насоси 

Електродвигуни 

Марка 

Подача,

м3/год 

Напір,

м 

Допусти-мий кавітаційний запас, м 

ККД, %

Марка 

Потужність, кВт

Основні 

НМ     125-550 

125 

550 

4 

68 

У країна- 11 -3/2 

320 

НМ    360-460 

360 

460 

4 

75 

АЗП-500 

500 

АТД-500 

500 

НМ     500-300 

500 

300 

4,5 

78 

АЗП-630 

630 

АР-500 

500 

НМ   1250-260 

1250 

260 

20 

84 

СТД- 1250-2 

1250 

НМ   2500-230 

2500 

230 

32 

86 

СТД-2000-2 

2000 

СТД-2500-2 

2500 

НМ   3600-230 

3600 

230 

40 

87 

СТД-2500-2 

2500 

СТД-3200-2 

3200 

НМ   5000-210 

5000 

210 

40 

88 

СТД-3200-2 

3200 

НМ   7000-210 

7000 

210 

52 

89 

СТД-5000-2 

5000 

НМ 10000-210 

10000 

210 

65 

89 

СТД-6300-2 

6300 

НМ 10000 (на підвищену подачу) 

12500 

194 

89 

87 

СТД-8000-2 

8000 

Підпірні 8НДВНМ 

360-600 

28-42 

6,5-38 

79 

МА-36-51/6 

100 

ННДсН 

800-1260 

33-42 

5 

86 

А- 104-6 

160 

МА-35-61-6 

160 

НМП-2500-74 

2500 

74 

7 

85 

ДС-1 18/44-6 

800 

НМП-3600-78 

3600 

78 

5-7 

87 

ДС- 11 8/44-6 

800 

НМП-5000-115 

5000 

115 

6 

83 

СДН-1 5-39-6 

1600 

НМП-5000-115 

5000 

115 

6 

83 

СДН-2- 16-74/6 

2000 

29


В якості підпірних також застосовують вертикальні насоси марок НІШ 1250-60; НПВ 2500-80; НПВ 3600-90 і НПВ 5000-120. Це багатоколісні насоси, які розміщують у металічному або бетоному колодязі. Електродвигун встановлють на загальному валу над насосом. Насоси можуть бути змонтовані на відкритих майданчиках в безпосередній близькості від резервуарів, в тому числі і підземних, що значно полегшує умови всмоктування.

Конструкція насосних агрегатів забезпечує можливість їх експлуатації на відкритих площадках або під легкими навісами при температурі навколишнього повітря від 223 до 318 К.

При виборі двигуна для привода насоса враховують:

можливість отримання на майданчику, який відведений   під будівництво
перекачувальної станції, живлення електродвигунів, сумарна потужність
яких сягає
10000-20000 кВт;

можливість спрощення трансмісії між двигуном та насосом, бажано
безпосереднє з'єднання (без редуктора) вала насоса і вала двигуна.

Привід насосів може здійснюватись від газових турбін з вільно-поршневими генераторами газу, стаціонарних газових турбін, двигунів внутрішнього згорання дизелів, електродвигунів.

Широке використання на об'єктах трубопровідного транспорту набули електродвигуни. В експлуатації перебувають як асинхронні, так і синхронні електро-двигуни. В залежності від виконання, електродвигуни можуть бути встановлені в загальній залі з насосами або в приміщенні, відділеному від насосного залу газонепроникною стінкою.

При спільному встановленні в корпусі електродвигуна, виготовленого у вибухонебезпечному виконанні, підтримується надлишковий тиск, який запобігає проникненню всередину корпуса випарів нафти.

Чинний державний стандарт передбачає встановлення на насосних станціях синхронних електродвигунів з метою підвищення cos (p (зниження реактивної потужності).

Потужність двигуна N визначають за формулою:

N= (1,05÷1,15), (4.1)

де Q - подача насоса; ρ - густина рідини; g - прискорення вільного падіння; Η -підвищення напору в насосі; η- повний коефіцієнт корисної дії насосного агрегата в долях одиниці.

30


5. ОСНОВНІ ТЕХНОЛОГІЧНІ ПАРАМЕТРИ МАГІСТРАЛЬНИХ

НАФТОПРОВОДІВ

До основних параметрів магістрального нафтопроводу відносяться: продуктивність, діаметр, довжина, число нафтоперекачувальних станцій і робочий тиск на них.

Завдання на проектування, складання у відповідності з вимогами СНиП 1.02.01-85, повинно також мати:

  1.  назву початкового і кінцевого пунктів магістрального трубопроводу;

продуктивність нафтопроводу в млн. тон в годину при повному розвиванні з
вказуванням росту завантаження по етапах;

перелік     нафт    (або    їх    сумішей),     що     підлягають     перекачуванню
нафтопроводом, з вказуванням кількості кожного сорту, характеристики
нафт (або їх сумішей), включаючи температуру застивання, в'язкість для
умов перекачування, пружність парів і густина;

перелік пунктів здачі нафт з вказуванням об'ємів відпуску по роках (по
етапах) і по сортах, а також по величині максимальної витрати;

  1.  умови постачання, прийому;
  2.  рекомендації по організації управління нафтопроводами;
  3.  необхідність зворотнього перекачування.

Для забезпечення заданої продуктивності повинно передбачатися будівництво одної нитки магістрального нафтопроводу з розвитком його пропускної здатності по чергах за рахунок збільшення числа станцій. В окремих випадках допускається спорудження лупінгів або вставок при їх техніко-економічному обгрунтуванні. Допускається проектування магістрального нафтопроводу з врахуванням наступного укладання другої нитки в наступних випадках:

  1.  задана продуктивність не забезпечується одною ниткою;
  2.  збільшення продуктивності нафтопроводу до границь, вказаних в завданні
    на проектування,    передбачається в строки, які перевищують
    8 років і
    більше;
  3.  пружність парів нафти, яка поступає    в резервуарні парки, при заданій
    продуктивності за рахунок тепловиділень в нафтопроводі перевищує
    67 кПа
    (500 мм рт. ст).

При виборі параметрів магістральних нафтопроводів потрібно керуватися даними, які приведені в таблиці 2.5.

Добова розрахункова продуктивність нафтопроводу знаходиться діленням заданої річної продуктивності на розрахункове число робочих днів.

Розрахункове число робочих днів нафтопроводу, що приймаються при проектуванні з врахуванням затрат часу на технічне обслуговування, капітальний ремонт і ліквідацію пошкоджень, а також на відкачування нафти з місткості і їх заповнення, знаходиться за таблицею 5.1.

31


Таблиця 5.1 - Розрахункове число робочих днів магістральних нафтопроводів

Довжина трубопроводу, км

Діаметр нафтопроводу, мм 

до 820 

більше 820 

до 250 

357 

355 

більше 250 до 500 

356/355 

353/351 

більше 500 до 700 

354/352 

351/349 

більше 700 

352/350 

349/345 

В таблиці 5.1 у числівнику вказані числа для нормальних умов, числа в знаменнику застосовуються при проходженні нафтопроводів у складних умовах (заболочені і гірські ділянки) - не менше 30 % від довжини траси нафтопроводу.

Основні параметри нафтопроводу визначаються виходячи з забезпечення пропускної здатності нафтопроводу при розрахункових значеннях густини і в'язкості. Пропускна здатність нафтопроводу визначається множенням добової продуктивності на коефіцієнт Кп, який враховує можливість перерозподілення потоків у процесі його експлуатації, що приймається за таблицею 5.2.

Таблиця 5.2 - Коефіцієнт перерозподілу потоків нафти

Ділянка нафтопроводу 

Кп 

Трубопроводи, що йдуть паралельно з іншими нафтопроводами і утворюють систему 

1,05 

Однониткові нафтопроводи, які подають нафту від пунктів добування до системи трубопроводів 

1,10 

Однониткові трубопроводи, по яких нафта від системи нафтопроводів подається до нафтопереробного заводу, а також Однониткові нафтопроводи, які з'єднують системи. 

1,07 

Розрахункова в'язкість і розрахункова густина нафти повинні прийматися при мінімальній температурі нафти з врахуванням тепловиділення в нафтопроводі,яке обумовлене тертям потоку і тепловіддачі тепла в грунт, при мінімальній температурі грунту на глибині осі трубопроводу.

При послідовному перекачуванні нафт число циклів повинно знаходитись на основі техніко-економічних розрахунків. Рекомендується для попередніх розрахунків приймати від 52 до 72 циклів в рік.

Послідовне перекачування нафт потрібно передбачати прямим контактом або із застосуванням розділювачів в залежності від об'єму суміші, що утворилася.

Режим роботи магістральних нафтопроводів неперервний і цілодобовий.

Розрахункове число робочих днів для нафтопроводів, що знаходяться в експлуатації, визначається за нормативами розрахунку продуктивності діючих магістральних нафтопроводів.

32


У склад лінійної частини магістральних нафтопроводів входять споруди у відповідності з СНиП 2.05.06 - 85, а також пристрою прийому і пуску (пропуску) скребків і блокуючі трубопроводи.

Лінійна частина у відношенні вибору трас, переходів через природні і штучні перешкоди, пристрою захисних споруд, розрахунків нафтопроводів на міцність і стійкість (в тому числі визначення товщин стінок труб), протиерозійних і протизсувних заходів, захисту від корозії, матеріалів і виробів повинна проектуватися у відповідності до СНиП товщину стінок трубопроводів потрібно визначати у відповідності до розрахункової епюри тиску з врахуванням категорії ділянки.

Розрахункова епюра тиску повинна визначатися по експлуатаційним ділянкам нафтопроводу між сусідніми станціями з місткістю. Епюра тиску повинна будуватися із умови подавання нафти від кожної проміжної НПС на НПС з місткістю наступної експлуатаційної ділянки при максимальному робочому тиску, який відповідає максимальній добовій продуктивності.

Визначення категорій ділянок нафтопроводів проводиться по СНІП 2.05.06-85.

Для зменшення витрати металу, особливо для нафтопроводів діаметром 1020 і 1220 мм, рекомендується застосовувати дуже міцні труби - межа міцності не нижче 588 МПа (60 кгс/мм2).

Запірну арматуру потрібно встановлювати через 15-20 км. Встановлення запірної арматури потрібно передбачати по рельєфу місцевості таким чином, щоб розливання нафти у випадку можливої аварії нафтопроводу було мінімальним. Встановлення повинно бути безкриничне.

Для зручності випробовувань і повторних випробовувань нафтопроводів розстановку запірної арматури потрібно, як правило, проводити на границях зміни товщини стінок ділянок нафтопроводів великої довжини.

Запірна арматура на трасі нафтопроводів повинна мати привід і прилади системи керування, що забезпечують можливість місцевого і дистанційного керування.

На магістральному нафтопроводі з обох сторін запірної арматури повинно бути передбачено встановлення манометрів.

На магістральних нафтопроводах повинні передбачатися пристрої приймання і пуску скребка для очищення трубопроводу в період експлуатації, котрі потрібно використовувати також для приймання і пуску розділювачів при послідовному перекачуванні і засобів діагностики.

Пристрої приймання і пуску скребка нафтопроводів розміщуються на відстані один від одного 300 км і, як правило, суміщуються з НПС. Пристрої приймання і пуску скребка повинні передбачатися також на лупінгах і резервних нитках довжиною більше 3 км і на відводах довжиною більше 5 км.

Схеми пристроїв приймання і пуску скребка в залежності від їх розміщення на нафтопроводі повинні забезпечувати різні варіанти технологічних операцій: пропускання, приймання і пуск, тільки пуск або тільки приймання скребка.

33


Схеми пристроїв повинні передбачати можливість здійснення перекачування нафти нафтопроводом без зупинки ЙПС у процесі очищення нафтопроводу.

У склад пристроїв приймання і пуску входять:

  1.  камери приймання і запуску очисних пристроїв;
  2.  трубопроводи, арматура і з'єднувальні деталі;
  3.  місткість для дренажу нафти з камер приймання і пуску;
  4.  механізми для видалення, переміщення і припасовки очисних пристроїв;
  5.  сигналізатори проходження очисних пристроїв;
  6.  прилади контролю тиску.

При значному перепаді висот на магістральних нафтопроводах повинні передбачатися станції захисту для запобігання підвищення тиску в трубопроводі вище робочого і станції дроселювання на зворотніх схилах для запобігання потоку з неповним перерізом.

Для технічного обслуговування, а також аварійно-відновлювального ремонту споруд лінійної частини нафтопроводів, контролю за виконанням правил їх охорони і роботи в охоронній зоні передбачаються аварійно-відновлювальні пункти (АВП), які розміщені при НПС нафтопроводів.

Один АВП обслуговує в звичайних умовах і пустинях ділянку траси нафтопроводу довжиною (200-250) км, а в районах з ділянками траси, які проходять по болотах або рисових полях, - (80-100) км.

При відсутності проїздів по трасі технічне обслуговування і нагляд .за магістральним нафтопроводом і спорудами на трасі повинно передбачатися з допомогою повітряного транспорту або високопрохідної техніки.

На складних ділянках траси для контролю за станом нафтопроводу можуть передбачатися будинки лінійних ремонтерів (жилий дім з надвірними прибудовами), котрі повинні розміщуватися в районі встановлення лінійних засувок, як правило, поблизу населених пунктів. Ділянка обслуговування одного ремонтера встановлюється в межах (15-20) км в залежності від доступності траси, обумовленої рельєфом місцевості, розміщенням доріг, заболоченістю, наявністю природних і штучних перешкод. Ділянка обслуговування не залежить від числа паралельних ниток трубопроводів .

Для ділянок магістральних нафтопроводів, що прокладені через болота, об'єм аварійного запасу труб повинен складати 0,3% від їх довжини, для інших ділянок - 0,1% від їх довжини. Зберігання аварійного запасу труб повинно передбачатися на площадках НПС, пунктів обігріву, будинків лінійних ремонтерів або пунктів нагляду.

34


6.   ВИМОГИ НОРМ ТЕХНОЛОГІЧНОГО  ПРОЕКТУВАННЯ ДО НАФТОПЕРЕКАЧУВАЛЬНИХ ІНАЛЦВНИХ СТАНЦІЙ

Головна перекачувальна станція магістрального нафтопроводу призначена для прийому нафти і установок підготовки нафти і перекачування її з ємностей в магістральний нафтопровід.

У склад технологічних споруд головної перекачувальної станції входять : резервуарний парк, підпірна насосна, вузол обліку магістральна насосна, вузол регулювання тиску, фільтри - брудоуловлювачі, вузли із запобіжними пристроями, а також технологічні трубопроводи.

Проміжні перекачувальні насосні призначаються для підвищення тиску в магістральному нафтопроводі при перекачуванні нафти. У склад технологічних споруд проміжної станції входять : магістральна насосна; фільтри -брудоуловлювачі, вузол регулювання тиску, система згладжування хвиль тиску (СЗХТ), а також технологічні трубопроводи.

Наливні станції призначаються для прийому нафти із магістрального нафтопроводу в ємність і наливу її в залізничні цистерни. У склад технологічних споруд наливної станції входять : резервуарний парк, наливна насосна, залізничні наливні пристрої, трубопроводи, фільтри, вузли із запобіжними пристроями і вузли обліку.

На магістральних нафтопроводах великої протяжності повинна передбачатися організація експлуатаційних ділянок, протяжністю від 400 добОО км, які забезпечують незалежну роботу нафтоперекачувальних станцій по схемі "з насоса в насос", без використання ємності.

На початкових нафтоперекачувальних станціях експлуатаційних ділянок повинна передбачатися ємність. Ємність встановлюється також на нафтоперекачувальних станціях, де належить здійснювати прийом нафти з супутніх промислів або перерозподіл її вантажопотоків у системі нафтопроводів. Склад технологічних споруд таких нафтоперекачувальних станцій аналогічний головним.

Розстановка НПС повинна проводитись по можливості з врахуванням рівномірного розподілу тиску по всіх нафтопроводах.

НПС повинні розташовуватися , як правило, після переходу великих рік, на майданчиках із сприятливими топогеологічними умовами, а також якомога ближче до населених пунктів, залізничних та шосейних доріг, джерелам енергопостачання, водопостачання, каналізації та інших подібних споруд.

Головні нафтоперекачувальні станції, які знаходяться на початку магістральних нафтопроводів, рекомендується, якщо це не суперечить спеціальним нормам, розташовувати на майданчиках центральних пунктів підготовки нафти, поблизу резервуарних парків з використанням їх ємності, систем енергопостачання, водопостачання, каналізації та інших подібних споруд.

При паралельному прокладанні нафтопроводу, який проектується, з магістральними нафтопроводами , які будуються або є діючими, НПС цього

35


нафтопроводу повинні бути , як правило, суміщені з НПС нафтопроводів, які будуються або вже діють.

Підключення нафтопроводів до магістральних нафтопроводів повинне виконуватися тільки на НПС з ємністю, врізка промислових нафтопроводів у магістральні нафтопроводи не допускається.

Всі НПС на ділянках магістрального нафтопроводу з одною і тою ж продуктивністю повинні бути, як правило, обладнанні однотипним обладнанням.

Для перекачування нафт по магістральних нафтопроводах повинні, як правило, застосовуватись спеціальні насоси по ГОСТ 12124-87.

У випадку, коли розрахункова продуктивність може бути забезпечена насосами з роторами на різну подачу, повинен вибиратися, як правило, ротор на меншу подачу.

На період експлуатації магістральних нафтопроводів до спорудження всіх НПС повинні передбачатись змінні ротори для магістральних насосів.

Напір відцентрових насосів повинен прийматися у відповідності з потрібним тиском на НПС, як для умов забезпечення заданої продуктивності, так і для умов забезпечення максимальної добової продуктивності нафтопроводу. Створення напору повинно забезпечуватись застосуванням змінних роторів та їх обрізанням. Характеристики змінних роторів приймаються за даними заводу-виготовлювача.

Число відцентрових насосів, які працюють в кожній магістральній насосній станції, повинне визначатись, виходячи із розрахункового робочого тиску насосної, характеристики насоса, характеристик перекачуваних нафт, режиму перекачування.

На кожну групу насосів, при числі робочих насосів до трьох, повинна передбачатися установка одного резервного насоса. При числі робочих насосів від чотирьох до шести два резервних насоси.

Робота всіх нафтоперекачувальних насосних за схемою з " насоса в насос" без використання ємності повинна передбачатися в межах експлуатацій них дільниць довжиною до 600 км.

Допускається скорочення цієї відстані при гірському рельєфі.

На НПС з ємністю для подачі перекачуваної нафти до основних насосів, якщо вони не мають відповідного кавітаційного запасу , повинне бути передбачене встановлення підпірних насосів. Підпірні насоси повинні бути, як правило, вертикального виконання.

У групі до чотирьох насосів повинен передбачатися один резервний насос.

На вихідних лініях підпірних насосів до магістральних насосів повинна встановлюватись арматура і обладнання, розраховані на тиск не нижчий 2,5 МПа (25 кгс/см2).

На НПС з ємністю повинна передбачатися установка вузлів із запобіжними пристроями (прямої дії) для захисту від підвищення тиску в комунікаціях резервуарного парку і магістрального нафтопроводу, а також комунікацій та обладнання між підпірною і магістральною насосними.

36


Один вузол повинен встановлюватись на прийомних трубопроводах резервуарного парку, а другий — між підпірною та магістральною насосними. Число робочих пристроїв для першого вузла розраховується на максимальну витрату нафти по трубопроводу, а для другого вузла на 70% максимальної витрати через НПС. На кожному вузлі слід передбачати не менше 30% резервних запобіжних пристроїв від кількості робочих.

До і після кожного запобіжного пристрою слід встановлювати відмикаючі засувки з ручним приводом. У проекті слід вказати, що ці засувки повинні бути опломбовані в закритому положенні.

Для випорожнення технологічних трубопроводів і обладнання повинні передбачатись самопливні дренажні трубопроводи із скидом нафти в заглиблені ємності.

На ділянці трубопроводу після магістральної насосної до вузла регулювання повинен бути встановлений швидкодіючий зворотній клапан (без демпфера).

Для підтримання заданих величин тисків (мінімального на вході і максимального на виході магістральної насосної) повинно передбачатись регулювання тиску методом дроселювання.

Вузол регулювання повинен складатись не менше, ніж із двох регулюючих пристроїв довжиною не менше 5 діаметрів.

У відповідності до СНиП 2.05.06-85 на проміжних НПС магістральних нафтопроводів діаметром 720 мм і вище повинні передбачатись системи згладжування хвиль підвищеного тиску(СЗХВТ). При застосуванні СЗХВТ на нафтопроводах меншого діаметра обґрунтовується розрахунками.

При появі хвиль тиску СЗХВТ повинна забезпечувати скидання частини потоку нафти із прийомної лінії магістральної насосної в резервуари-збірники.

СЗХВТ повинна спрацьовувати при підвищенні тиску в нафтопроводі на величину не більше 0,3 МПа, яке проходить зі швидкістю вище 0,3 МПа/с. Подальше підвищення тиску в залежності від настроювання СЗХВТ повинно проходити плавно зі швидкістю від 10 кПа/с до ЗО кПа/с. Початкова величина підвищення тиску і швидкість підвищення тиску СЗХВТ повинні настроюватись плавно або ступенево.

СЗХВТ повинна мати не менше двох виконавчих механізмів.

СЗХВТ повинна встановлювавтись на байпасі прийомної лінії НПС після фільтрів-брудоуловлювачів з установкою двох засувок з електроприводом, які відмикають СЗХВТ від прийомної лінії НПС. Діаметр байпасного трубпроводу вибирається так, щоб площа його перерізу була не менше половини площі перерізу прийомної лінії.

До і після виконавчих органів СЗХВТ повинне передбачатись встановлення засувок з ручним приводом. Засувки повинні бути опломбовані у відкритому положенні.

При підвищенні рівня в резервуарі-збірнику до аварійного слід передбачати відмикання всіх магістральних насосних агрегатів, а потім відмикання від магістрального нафтопроводу СЗХВТ.

37


Технологічна схема нафтоперекачувальної станції з ємністю повинна забезпечувати можливість роботи за схемою "з насоса в насос", при цьому необхідно передбачати зниження максимального робочого тиску на попередній НПС.

Технологічна схема НПС, як правило, повинна забезпечувати можливість паралельно-послідовної роботи магістральних насосів, з врахуванням наявності або перспективи будівництва паралельних нафтопроводів.

Надземні ділянки трубопроводів НПС, які відключаються, повинні мати захист від підвищення тиску внаслідок коливань температури.

Запірна арматура (засувки, зворотні клапани) з кінцями під приварку повинна встановлюватись, як правило, в землі; фланцева - наземно. Допускається установка запірної арматури в землі з дотриманням спеціальних заходів для захисту арматури від ґрунтової корозії.

Випробування трубопровідної обв'язки магістральних насосних агрегатів повинне, як правило, передбачатися спільно з насосами з врахуванням обмежень заводів виготовлювачів обладнання, арматури і труб.

Для привода насосних агрегатів повинні, як правило застосовуватися електродвигуни у виконанні, яке дозволяє їх встановлення в загальному залі з насосами, так і в окремому залі за протипожежною стінкою (перегородкою) або на відкритих площадках.

На НПС з ємністю можуть передбачатися лабораторії для виконання аналізів перекачуваної нафти.

Сумарний корисний об'єм резервуарних парків нафтопроводу, по якому не передбачається послідовне перекачування, повинен прийматися не менше розмірів,які вказані в таблиці 6.1 ( в одиницях розрахункової добової продуктивності).

Таблиця 6.1 - Корисний об'єм резервуарних парків нафтопроводів

Протяжність нафтопроводу (ділянки), км 

Діаметр нафтопроводу, мм 

630

і менше 

720,820 

1020 

1220 

до 200 

1,5 

2 

2 

2 

вище 200-400 

2 

2,5 

2,5 

2,5 

вище 400-600 

2,5 

2,5/3 

2,5/3 

2,5/3 

вище 600-800 

3 

3/3,5 

3/4 

3,5/4,5 

вище 800- 1000 

3/3,5 

3/4 

3,5/4,5 

3,5/5 

Примітка:

  1.  Цифри в чисельнику і знаменнику відповідають умовам проходження
    траси, приведеним в поясненні до таблиці
    5.1
  2.  При протяжності нафтопроводу вище 1000 км до розміру ємності, який
    приведений в таблиці, додається об'єм резервуарного парку дільниці,
    яка відповідає довжині залишку.

38


3) Ємність резервуарного парку кінцевого пункту визначається проектом у межах вказаної сумарної ємності парку.

Корисний (фактичний) об'єм резервуарних парків визначається за таблицею 6.1 з врахуванням коефіцієнта використання ємності, який враховує не використовувані зони і технологічний залишок (таблиця 6.2).

Таблиця 6.2 - Корисний об'єм резервуарних парків

Тип резервуару 

Коефіцієнт використання ємності 

Вертикальний металевий (5-10) тис.м3 без понтона 

0,76 

Те ж, з понтоном 

0,72 

Вертикальний металевий (20-50) тис. м3

3 ПОНТОНОМ 

0,79 

Те ж , з плаваючою покрівлею 

0,83 

Залізобетонний заглиблений (10-50) тис.м3 

0,72 

Сумарний корисний об'єм резервуарних парків нафтопроводу орієнтовно розподіляється наступним чином:

Головна нафтоперекачувальна станція магістрального нафтопроводу, у випадку перекачування одного сорту нафти повинна мати ємність в розмірі від дводобової до тридобової продуктивності нафтопроводу.

На НПС з ємністю, які розташовані на межах експлуатаційних дільниць, в межах яких потрібне забезпечення незалежності роботи насосного обладнання, повинна бути передбачена місткість в розмірі 0,3 - 0,5 добової продуктивності нафтопроводу. Ця місткість повинна бути збільшена до 1,0 - 1,5 добового запасу у випадку забезпечення необхідності виконання прийомно-здаточних операцій.

На НПС з місткістю, яка розміщена на розгалуженні магістральних нафтопроводів, а також у місцях їх з'єднання, повинна передбачатись місткість в розмірі 1,0 - 1,5 добової продуктивності трубопроводу більшої продуктивності. Допускається збільшення розмірів місткості на цих станціях до меж, що вимагаються за розрахунками при послідовному перекачуванні нафт.

Розподіл об'ємів парків в межах нафтопроводу (ділянки) може коректуватися з умови забезпечення незалежної роботи окремих експлуатаційних дільниць при технічному обслуговуванні НПС і нафтопроводу, створення місткості на кінцевих пунктах, а також з врахуванням максимального скорочення часу простою нафтопроводу.

При декількох паралельних нафтопроводах сумарний польовий розмір місткості повинен визначатися від добової продуктивності кожного нафтопроводу.

39

При послідовному перекачуванні нафт об'єм резервуарних парків кожної НПС з місткістю і кінцевого пункту визначається розмірами накопичення кожного сорту у відповідності з прийнятою в проекті циклічністю перекачування.

Для скорочення втрат нафти повинні застосовуватися, як правило, резервуари з плаваючим дахом або з понтоном, застосування інших типів резервуарів вимагає виконання техніко-економічного обгрунтування ефективності їх використання.

Підігрівання нафти, у випадку необхідності, повинно проводитись, як правило, із застосуванням рециркуляційних систем з підігрівом в теплообмінних апаратах або в печах.

При транспортуванні нафт, для яких потрібне підігрівання, необхідно розглядати питання застосування теплової ізоляції резервуарів і трубопроводів з метою зменшення втрат тепла. Ізоляція повинна бути такою, що не горить, тип ізоляції встановлюється проектом.

Обладнання резервуарів повинно забезпечувати технологічні операції з наповнення і випорожненя їх від нафти, захист від розповсюдження пожежі, гасіння пожежі. При необхідності, на прийомно-роздавальних патрубках повинні передбачатися компенсатори для зниження зусиль, що передаються технологічними трубопроводами на резервуари.

У резервуарах для нафти, з метою ліквідації накопичення на днищі парафіну із іншими відкладеннями та їх вилучення, повинні встановлюватися, як правило, розмиваючі головки або гвинтові мішалки.

Схеми технологічних трубопроводів резервуарних парків повинні забезпечувати спорожнення резервуарів з допомогою підпірних насосів і технологічних трубопроводів з допомогою зачисного насоса.

40

7. ГІДРАВЛІЧНІ РОЗРАХУНКИ І РЕЖИМИ РОБОТИ НАФТОПРОВОДУ

Гідравлічними розрахунками визначаються робочий тиск на нафтоперекачуючій станції з врахуванням гідравлічних втрат, різниці геодезичних відміток, а також характеристики насосних агрегатів.

Гідравлічні розрахунки проводяться, виходячи з пропускної здатності нафтопроводу, розрахункових, фізичних характеристик рідини, що перекачується, і розрахункового діаметра.

Розрахунковий діаметр Dp нафтопроводу визначається за формулою

Dp =kдо · D , (7.1)

де D - номінальний внутрішній діаметр труб, який приймається по найменшій

товщині стінки, мм;

kдo - коефіцієнт (таблиця 7.1), який враховує запарафінування перерізу між моментами пропускання очисних пристроїв при умовах оптимальної періодичності очищення, а також телескопічність розкладки труб.

Таблиця 7.1 -Значення коефіцієнта kдo

Діаметр нафтопроводу 

kдo 

До 820 1020 1220 

0,98 0,985 0,99 

При перекачуванні різних сортів нафт в розрахунках приймається максимальне значення в'язкості нафти, що перекачується.

У розрахунках гідравлічних втрат коефіцієнт гідравлічного опору \ повинен визначатися в залежності від числа Рейнольдса (Re):

при числах Re менше 2000 за формулою:

λ=, (7.2)

при числі Re від 2000 до 2800 за формулою:

λ = (0,16Re -13)·10-4, (7.3)

при числі Re від 2800 до Rei за формулою:

λ= , (7.4)

при числі Re1 від Re2 до Re2  зa формулою:

λ= В+  , (7.5)

Граничні значення Re1, Re2 і значення В приведені в таблиці 7.2. Число Рейнольдса визначається формулою

Re =

41

де V - швидкість руху нафти в трубопроводі;

v - коефіцієнт кінематичної в'язкості. Гідравлічні втрати визначаються за формулою Дарсі-Вейсбаха

h = λ

де L - довжина трубопроводу;

g - прискорення вільного падіння.

V=

де Q - об'ємна витрата нафти в трубопроводі. Таблиця 7.2 - Числові значення величин Re1, Re2 і В

Зовнішній діаметр, мм 

Re1· 10-3 

Re2· 10-3 

B·10+4 

219 

13 

1000 

157 

273 

16 

1200 

151 

325 

18 

1600 

147 

377 

28 

1800 

143 

426 

56 

2500 

134 

530 

73 

3200 

130 

630 

90 

3900 

126 

720 

100 

4500 

124 

820 

110 

5000 

123 

920 

115 

5500 

122 

1020 

120 

6000 

121 

1220 

125 

6800 

120 

У таблиці приведені дані при наступних величинах шорсткості труб: для труб діаметором до 377 мм включно прийнята середня абсолютна шорсткість - 0,125 мм; для труб великого діаметру - 0,100 мм.

При числах Re, більших за вказані в таблиці 7.2, (в квадратичній зоні) значення коефіцієнта гідравлічного опору залишається постійним.

При розрахунках приймальних нафтопроводів повинна проводитись перевірка нерозривності струменя з врахуванням пружності парів при максимальній температурі рідини, що перекачується.

Розрахунок проводиться за відомчими керівними документами.

Об'єм суміші, яка утворюється у трубопроводі при послідовному перекачуванні нафт, визначається розрахунком.

При послідовному перекачуванні на НПС з ємністю і на наливних станціях магістральних нафтопроводів повинні передбачатися прилади для контролю складу нафт.

Режим послідовного перекачування слід передбачати при обов'язковому відключенні резервних ниток трубопроводу. На трубопроводах, призначених для послідовного перекачування нафт, спорудження лупінгів не допускається.

42


8. ВИМОГИ НОРМ ТЕХНОЛОГІЧНОГО ПРОЕКТУВАННЯ ДО МАГІСТРАЛЬНИХ ГАЗОПРОВОДІВ

Згідно норм проектування до складу магістрального газопроводу входять:

лінійні споруди;

компресорні станції;

газорозподільні станції;

пункти вимірювання витрати газу;

станції охолодження газу (при необхідності);

Магістральні газопроводи проектуються для транспортування природного газу або побіжного нафтового газу. Параметри побіжного нафтового газу, який транспортується магістральними нафтопроводами приймаються із врахуванням запобігання випаданню конденсату в газопроводі.

Об'єкти магістральних газопроводів проектуються, як правило, у блочно-комплектному виконанні. Розрахунок і вибір сталевих труб і з'єднувальних деталей для технологічних трубопроводів газу і рідких вуглеводнів виконується у відповідності з вимогами СНиП 2.05.06-85.

8.1 Вимоги до лінійних споруд

До складу лінійних споруд магістрального газопроводу входять:

газопровід з відводами і лупінгами;

переходи через природні та штучні перешкоди;

перемички;

вузли реду кування;

вузли очищення газопроводу;

вузли збирання продуктів очищення порожнини газопроводу;

вузли підключення компресорних станцій;

запірна арматура;

система електропостачання лінійних споживачів;

пристрої контролю та автоматизації;

система телемеханізації;

система оперативно-технологічного зв'язку;

система електрохімічного захисту;

будівлі та споруди для обслуговування лінійної частини (дороги,
гелікоптерні майданчики, будинки лінійних обхідників і
т.п.)

Віддаль між трубами багатониткових газопроводів регламентуються вимогами СНиП 2.05.06-85. Для забезпечення максимальних значень коефіцієнта гідравлічної ефективності передбачається періодичне очищення порожнини газопроводу, як правило, без припинення подачі газу. Для скорочення часу ремонтно-відновлювальних робіт створюється аварійний запас обладнання, труб і матеріалів. Для обслуговування газопроводу в проекті передбачаються споруди для забезпечення проїзду вздовж траси і під'їзду до неї (мости, водоперепускні труби і т.д.). Облаштування майданчиків для посадки гелікоптерів біля лінійних кранів обґрунтовується проектом.

43


У важкодоступних районах, які визначаються гідрогеологічними умовами, при прокладанні в одному технічному коридорі двох чи більше магістральних газопроводів в проекті передбачається вздовжтрасова дорога, яка має дію цілий рік або гелікоптерно-літакове обслуговування (з будівництвом аеродромів). Необхідність спорудження доріг і будівництва аеродромів (або гелікоптерних майданчиків) обов'язково обґрунтовується в проекті.

Для запобігання гідратоутворення в початковий період експлуатації при безкомпресорній подачі газу передбачаються пристрої для заливання метанолу на виході з кожної компресорної станції (біля вузла очищення газопроводу) та коло лінійної засувки або перемички посеред ділянки між компресорними станціями. Склади метанолу розташовуються на майданчиках компресорної станції. Кількість складів на газопроводі визначаються проектом у залежності від місцевих умов.

Вузли лінійної запірної арматури, споруди катодного захисту, підсилювальні пункти кабельного або радіорелейного технологічного зв'язку, а також контрольні пункти телемеханіки передбачаються, як правило, суміщеними.

Для випорожнення ділянок газопроводів при ремонтах та аваріях лінійних споруд на обох кінцях ділянок між запірною арматурою встановлюються продувні свічки. Свічку двох спільних ділянок об'єднують.

На ділянках газопроводів в межах між кранами компресорної станції, що охороняються, та ділянках на віддалі 500 м до входу крану, що охороняється та після нього на виході компресорної станції передбачається тільки гідравлічне випробування на міцність і перевірку на герметичність.

Діаметри робочих ниток переходу, як правило, приймаються однаковим з діаметром магістрального газопроводу.

При паралельному прокладанні двох чи більше магістральних газопроводів передбачається:

для   газопроводів  з  однаковим  тиском  -  перемички   із  запірною
арматурою;

для газопроводів з різним тиском - перемички з вузлами редукування і
запобіжними пристроями;

для пунктів вимірювання, які розміщені до або після КС - перемичку з
запірною арматурою до крана, що охороняється, або після цього крана.

Перемички розташовують на віддалі не менше 40 км і не більше 60 км один від одного біля лінійних кранів (до і після кранів), а також до і після компресорних станцій, між кранами, які охороняються.

Мінімально допустиме відношення внутрішнього діаметра перемички до внутрішнього діаметра найменшої з паралельних ниток з'єднаних магістральних газопроводів приймаються рівним не менше 0,7.

8.2 Вимоги до вузлів редукування газу

Вузли редукування газу поділяються на вузли постійної та періодичної дії.

Вузли редукування газу постійної дії призначені для безперервного зниження і регулювання тиску газу. Вузли редукування газу постійної дії встановлюються в місцях подачі газу споживачам.

44


У складі вузлів редукування газу постійної дії передбачається:

вузол вимірювання витрати газу (при необхідності);

регулюючі нитки (робочу і резервну);

лінія зв'язку і телемеханіки;

електропостачання.

Вузли редукування газу періодичної дії призначені для передачі газу між газопроводами з різним робочим тиском через перемички біля лінійних кранів при аварійних ситуаціях.

У складі вузлів редукування газу періодичної дії передбачаються:

трубопровід з регулятором тиску газу і вузлом управління (одна
робоча нитка);

лінія зв'язку і телемеханіки;

електропостачання.

На трубопроводі з краном-регулятором встановлюють (в напрямі руху газу):

кран з пневмоприводом;

регулятор тиску газу;

запобіжний клапан;

кран з пневмоприводом.

Діаметри регуляторів тиску газу приймається, як правило, рівним діаметру газопроводу-відводу.

Замість регуляторів тиску газу для вузлів редукування періодичної дії допускається передбачати ручний дроселюючий кран або аналогічний пристрій.

Крани на вході та виході вузлів редукування газу періодичної дії передбачаються з пневмоприводом та автоматичною системою захисту від перевищення тиску. Перед краном на виході вузла редукування газу встановлюють манометр і запобіжний клапан.

Вузли редукування газу розміщують безпосередньо на газопроводі або на перемичці між газопроводами. Відстань від вузла, що проектується, до діючих газопроводів II, III і IV категорій повинно бути не менше 50 м. Вузли редукування газу в межах обмеженого майданчика приймають категорії В за вхідним тиском. Вони обладнуються редукуючими пристроями з місцевим та дистанційним керуванням задатчиками тиску.

Запірні крани мають місцеве та дистанційне керування з районого диспетчерського пункту по каналах телемеханіки.

За допомогою системи телемеханіки диспетчеру передаються:

сигналізація положення запірних кранів;

значення тиску до і після вузла редукування;

значення    витрати    газу    через    вузол    (при    необхідності
вимірювання витрати).

Вузол вимірювання витрати газу розміщують до регулюючого органу.

8.3 Вимоги до вузлів очистки газопроводів

Вузли очистки газопроводу призначені для видалення продуктів очистки з порожнини ділянки газопроводу, як правило, при припиненні транспортування газу.

45


Вузли очистки газопроводу, в залежності від взаємного розташування компресорних станцій та переходів через природні та штучні перешкоди, а також відношення діаметрів газопроводу та робочої нитки переходу забезпечують:

прийом та запуск очисних пристроїв;

тільки прийом очисних пристроїв;

тільки запуск очисних пристроїв;

транзитний перепуск очисних пристроїв.
До складу вузлів очистки газопроводу входять:

камери прийому та запуску очисних пристроїв;

трубопроводи, арматура та продувочні свічки;

вузол збирання та відведення продуктів очистки;

механізми  для   видалення,   переміщення  та  припасовки  очисних
пристроїв;

сигналізатори проходження очисних пристроїв;

місцевий щит керування вузлом очистки;

стабілізуючий  пристрій  для  захисту  від  можливих  повздовжніх
переміщень газопроводу від дії перепаду температур і внутрішнього
тиску.

Вузли очистки газопроводу суміщаються з вузлами підключення компресорних станцій.

На переходах через природні та штучні перешкоди при різному діаметрі робочої нитки переходу і газопроводу передбачається перед переходом - вузол прийому очисних пристроїв та після переходу - вузол запуску. При довжині переходу більше ніж 15 км передбачається очистка усіх ниток переходу.

При характеристиці очисних пристроїв, яка допускає транзитний перепуск їх, повз одну або дві компресорні станції, біля цих компресорних станцій встановлюється замість вузлів прийому та запуску вузли транзитного пропускання очисних пристроїв.

Для контролю положення очисних пристроїв у газопроводі передбачається встановлення сигналізаторів (датчиків) за 1000 м до і після вузла прийому та запуску очисних пристроїв. Сигнали від датчиків виводяться на щит управління вузлом очистки, який встановлюється за місцем, а також на диспетчерський пункт компресорної станції.

На вузлах очистки з камерами прийому та пристроями транзитного перепуску очисних пристроїв передбачаються вузли збирання продуктів очистки порожнини газопроводу. Для видалення продуктів очистки газопроводу передбачаються підземний колектор-збірник , який виготовляється з таких же труб, як і газопровід на ділянках І категорії.

Об'єм колектора-збірника приймається з розрахунку в залежності від забрудненості газу та встановленого циклу очистки, але не більше:

- 300 м3 - для газопроводів Ду 1000 мм, Ду 1200 мм;

- 500 м3 - для газопроводів Ду 1400 мм.

У колекторі-збірнику передбачається можливість:

- вивітрювання газу;

46


перетискування рідини в автоцистерни для вивезення на утилізацію
або спалювання;

перетискування шламу в амбари або автоцистерни для вивезення та
наступного знешкодження;

очистки нижньої частини колектора-збірника;

відбирання проб для визначення складу продуктів очистки;

контролювання рівня заповнення.

8.4 Вимоги до запірної арматури

Запірна арматура розміщується на газопроводі у відповідності з вимогами СНиП 2.05.06-85.

На запірній арматурі, яка встановлена на газопроводі: лінійній частині та перемичках, на підключеннях магістральних газопроводів та відводах, на нитках багатониткових переходів - як правило, передбачаються автомати аварійного закриття кранів.

Не допускається встановлення автоматів закриття кранів на охороних кранах компресорної станції, а також на іншій запірній арматурі, розташованій на віддалі менше 150 м в обидві сторони від компресорної станції.

Для оперативного керування запірною арматурою на перемичках відводів, переходах через природні та штучні перешкоди передбачається, як правило, телекерування цією арматурою поряд з автоматами аварійного закриття.

Автоматами аварійного закриття лінійних кранів забезпечується закриття арматури при темпі падіння тиску в газопроводі на (10-15) % протягом від 1 хвилини до 3 хвилин. При відсутності на лінійних кранах автоматів аварійного закриття передбачається телекерування цими кранами. Керування запірною арматурою в межах компресорної станції предбачається дистанційним з приміщення диспетчерського пункту компресорної станції або головного щиту управління цеху.

Дистанційним керуванням обладнуються:

охоронні крани;

крани на всмоктувальних та нагнітальних шлейфах станції (цеху);

кран на обводі станції (цеху);

кран на продувочних свічках;

- крани на пускових контурах газоперекачувальних агрегатів;
Ця запірна арматура має також керування за місцем.

Керування запірною арматурою на перемичках, відводах, на нитках преходів через природні та штучні перешкоди умовним діаметром 700 мм і більше передбачається з приміщення операторної компресорної станції за допомогою систем телемеханіки або дистанційним (при можливості). За місцем біля арматури є ручне керування.

Біля запірної арматури на лінійній частині передбачаються з обох сторін стояки відбору імпульсного газу з манометрами. Поблизу лінійного крану на трубопроводі встановлюють поверхневий термометр опору для контролю розподілу температур у газопроводі.

47


При наявності системи телемеханіки передбачається підготовка імпульсного газу, який відбирається з газопроводу, у відповідності з вимогами заводів-виробників апаратури.

Керування запірною арматурою вузла очистки розміщується в блок-боксі, що обігрівається, в мікрокліматичному районі з холодним кліматом, а в інших районах - у шафі, що обігрівається. Блок-бокс або шафа розміщується на майданчику вузла очистки на віддалі не менше 20 метрів від осі газопроводу і не менше 40 метрів від камери прийому в сторону, протилежній напряму руху газу.

8.5 Вимоги до електропостачання лінійних споживачів

Електропостачання лінійних споруд магістрального газопроводу передбачається від:

існуючих   повітряних   ліній   електропередач   (ПЛ)    10   (6)   кВ,   які
перетинають   трасу газопроводу або, які знаходяться на віддалі, що не
перевищує віддаль до сусіднього лінійного споживача, що забезпечений
електроенергією
;

вздовж трасової ПЛ напругою 10 (6) кВ;

автономних джерел.

Допускається здійснювати електроживлення лінійних споруд від ПЛ 0,4 кВ.

Вздовжтрасова ПЛ 10 (6) кВ передбачається при відсутності або низької надійності існуючих джерел живлення, а також для одного технічного коридору, в якому проходить не менше трьох газопроводів.До ПЛ низької надійності відносять лінії, які працюють сезонно або допускають перерви в роботі більше 80 годин один раз за квартал.

Електропостачання установки катодного захисту (УКЗ) за 2-ою категорією надійності передбачається:

від тих, що знаходяться поблизу траси або перетинаючих її ПЛ 10(6) кВ,
які мають резервне живлення;

живлення   кожної   УКЗ   від   незалежного   джерела   для   створення
безперервної катодної поляризації на ділянці перетину газопроводу або
проходження поблизу неї ліній
3-ї категорії. При цьому безперервна
катодна поляризація забезпечується двома або більше сумісно діючих
УКЗ.   Підключення   установок   катодної   поляризації  до   ПЛ   низької
надійності не допускається. Кожна УКЗ забезпечує захисний потенціал
ділянки газопроводу при відмиканні сусідньої УКЗ;

вздовжтрасова ПЛ  10 (6) кВ з живленням від компресорної станції,
влаштуванням   пунктів   секціонування   та   автоматичного   повторного
включення
- при  відсутності  ПЛ   10  (6)  кВ  або  низької надійності
існуючих ПЛ;

установка катодного захисту з розосередженими вздовж газопроводу
анодними заземленнями з живленням перетворювача від джерела на
компресорній станції.

48


Допускається застосування автономних джерел при повній відсутності джерел живлення з обов'язковим резервуванням іншим автономним джерелом або поляризованими установками протекторного захисту.

На вздовжтрасовій ПЛ 10(6) кВ, яка підключається до джерела живлення на компресорних станціях передбачається захист від багатофазних замикань: струменеву відсічку і максимальний струменевий захист. Захист від однофазних замикань на землю передбачається у відповідності з правилами облаштування електроустановок.

8.6 Вимоги до телемеханізації лінійної частини

При виборі систем лінійної та центральної телемеханіки передбачається обмін між ними необхідною інформацією.Для кожного лінійно-виробничого управління магістрального газопроводу проектується телемеханізація лінійної частини газопроводу в межах даного управління.Телемеханізація лінійних споруд газопроводу проводиться в межах ділянки кожної компресорної станції.

Апаратура диспетчерського пункту телемеханізації лінійних споруд газопроводу розміщується в диспетчерському пункті компресорної станції.При відсутності в лінійно-виробничому управлінні компресорної станції диспетчерський пункт телемеханізації розміщуються в будівлі лінійно-виробничого управління магістральних газопроводів.

Для контролю за роботою засобів електрохімічного захисту передбачають телесигналізація.

Апаратура пунктів, що контролюються, розміщується на кранових майданчиках газопроводів на віддалі від найближчого крану не менше, в м:

3   -   при   розміщенні   пунктів,   що   контролюються   в   шафах   з
електропостачанням від ПЛ, при цьому віддаль до свічок повинна
бути не менше
5 м;

10  - при розміщенні  даних  пунктів  в  приміщеннях  з  електро-
підігрівом та електропостачанням від ПЛ;

20   -   при   розміщенні   даних   пунктів   в   блок-контейнерах   з
електропостачанням від теплоелектрогенераторів, які працюють на
природному газі.

Для пунктів, що контролюються, з живленням від місцевих джерел електропостачання передбачається резерв електроживлення.

8.7 Вимоги до електрохімзахисту

На магістральних газопроводах проектуються комплексний захист від підземної корозії захисними покриттями та засобами електрохімічного захисту.

У складі системи електрохімічного захисту передбачається встановлення електрохімічного захисту та контрольно-вимірювальні пункти.Для захисту магістральних газопроводів від ґрунтової корозії проектується установка катодного захисту. Установка протекторного захисту проектується, як правило, на окремих ділянках газопроводу.Для захисту силових кабелів, захисних заземлень

49


обладнання і захисних кожухів на проммайданчиках КС магістральних газопроводів проектуються установки протекторного захисту.

Для захисту магістральних газопроводів від блукаючих струмів встановлюються установки дренажного захисту. Також можуть застосовуватися установки катодного захисту з автоматичним підтриманням захисного потенціалу, а також установки протекторного захисту.

Для усунення шкідливого впливу катодної поляризації споруди, яка захищається, на суміжні комунікації передбачаються:

спільний електрохімічний захист;

роздільний електрохімічний захист;

віддалення   анодних   заземлень   установок   захисту   від   суміжних
комунікацій.

При проектуванні спільного електрохімічного захисту встановлюються електричні перемички між захисною та суміжною комунікаціями. Електрична перемичка підключається через блок спільного захисту.Перемички на паралельних трубопроводах проектуються тільки в точках дренажу катодних станцій.Анодне заземлення (для усунення його шкідливого впливу) розміщується на віддалі не менше 100 м від суміжних комунікацій.

У місцях зближення до 2 км і (або) перетину джерела блукаючих струмів з магістральним газопроводом зі знакозмінною або анодною зоною проектуються установки дренажного захисту.Поляризовані установки дренажного захисту встановлюються при дренуванні блукаючого струму на його джерело - рельсові колії або відсмоктуючі шини тягових підстанцій постійного струму.

8.8 Вимоги до компресорних станцій

Компресорні    станції    призначені    для    компримування        газу,    який транспортується по магістральному газопроводу. До складу компресорної станції входять:

а) технологічні установки:

компримування газу;

очистки газу;

охолодження газу;

охолодження масла і води (антифриза) газоперекачувальних
агрегатів;

підготовки газу паливного, пускового, імпульсного і для власних
потреб;

постачання повітря;

б) склади:

паливно-мастильних матеріалів;

метанолу;

матеріалів та реагентів;

обладнання, трубопроводів, арматури і т.п.;

в) системи:

-    електропостачання та захисту від блискавки;

50


теплопостачання, утилізації тепла, опалення та вентиляції;

виробничо-господарського і пожежного водозабезпечення;

каналізації;

контролю та управління;

телефонного зв'язку, радіофікації, годинникофікації;

пожежної та охоронної сигналізації;

автоматичного пожежогасіння;

г) технологічні комунікації з запірною арматурою;

д) адміністративно-побутові приміщення;

е) підсобно-виробничі приміщення;
є) допоміжні об'єкти.

Основне та допоміжне обладнання, пов'язане з процесом компримування газу, розміщується у виробничій зоні компресорної станції.

Споруди і установки, які обслуговують основне технологічне обладнання (установки та пристрої тепло- і водопостачання, каналізації, зв'язку і т.п.), розміщуються в зоні службово-виробничого комплексу компресорної станції.

На компресорних станціях передбачаються підсобно-виробничі та складські будівлі і споруди, а також адміністративно-побутові приміщення, які забезпечують нормальні умови експлуатації основного обладнання компресорної станції та станції охолодження (при її наявності на майданчику компресорної станції), а також необхідні умови праці обслуговуючого персоналу і персоналу служб централізованого ремонту.

Для проведення технічного обслуговування біжучих та аварійних ремонтів газоперекачувальних агрегатів, технологічного обладнання, компресорних станцій передбачаються ремонтно-технічні майстерні та лабораторія-майстерня КВП і автоматики.

Для відключення компресорної станції (цеху) від газопроводу передбачається запірна арматура з дистанційним та місцевим керуванням на всмоктуючих та нагнітальних шлейфах станції (цеху).На кожному нагнітальному шлейфі також встановлюють зворотний клапан.На всмоктувальних і нагнітальних шлейфах компресорної станції (цеху) між арматурою, що відключає, і компресорною станцією (цехом) передбачаються продувні свічки для скидання газу з обладнання і трубопроводів.

При розташуванні компресорних станцій на віддалі понад 700 м від магістральних газопроводів встановлюються додаткові крани на віддалі 250 м від огородження КС.

Для аварійної зупинки КС (цеху) передбачається автоматичне відключення станції (цеху) від газопроводу, скидання газу з обладнання і трубопроводів станції (цеху), а також зупинок усіх перекачувальних агрегатів. Передбачається також дублювання команди на аварійну зупинку.

Запірна арматура для технологічних трубопроводів газу повинна бути сталевою.Обладнання, труби, арматуру та фітинги на всмоктувальних і нагнітальних лініях компресорних станцій і вузла підключення компресорних станцій розраховуються на міцність за максимальним розрахунковим тиском нагнітача.

51


Газопроводи поза будівлями і установками на майданчиках компресорних станцій, як правило, прокладаються підземне. Допускається прокладання газопроводів над землею на низьких опорах.Маслопроводи прокладаються над землею на низьких опорах. Допускається прокладання маслопроводів і в підземних лотках. Маслопроводи прокладаються з теплосупутником і теплоізолюються. Трубопроводи повітря і антифризу прокладаються над землею на низьких опорах. Допускається підземне прокладання трубопроводів повітря і антифризу.

У місцях перетину наземними трубопроводами пішохідних доріжок передбачаються перехідні місточки.

До складу компресорного цеху входять:

газоперекачувальні     агрегати     (з     трубопровідною     обв'язкою,
приладами електропостачання, контролю та керування і
т.п.);

зовнішня газова обв'язка відцентрових нагнітачів або поршневих
компресорів;

допоміжні    установки    та    обладнання    (масляне    господарство,
пересувна установка для промивання компресорів і
т.п.).

У залежності від конструктивних особливостей газоперекачувальні агрегати в цеху встановлюються в загальних або в індивідуальних будівлях, або в контейнерах.

Вимкнення кожного газоперекачувального агрегату від газових колекторів забезпечується за допомогою запірної апаратури, яка встановлюється поза будівлею (контейнера). Запірна арматура передбачається з автоматичним керуванням від агрегатної системи автоматики, а також з місцевим керуванням.

Для антипомпажного регулювання і функціонування автоматизованих систем управління на кожному газоперекачувальному агрегаті передбачається вимірювання витрати газу через нагнітач. В якості засобів для вимірювання витрати використовуються спеціальні пристрої (усереднюючі напірні патрубки тощо).

Для зниження рівнів звуку і звукового тиску до санітарних норм наземні ділянки всмоктувальних та нагнітальних трубопроводів газової обв'язки відцентрових нагнітачів, пускових контурів і обвідних ліній ізолюються протишумовою ізоляцією.

У компресорних цехах передбачається масляне господарство, яке, як правило, включає:

маслобак з баками чистого і відпрацьованого масла, насосом подачі
чистого масла до агрегатів і насосом відкачування відпрацьованого масла
на складі паливно-мастильних матеріалів;

фільтри масла на маслопроводах на вході масла в кожний агрегат;

лічильники вимірювання витрати масла, що поступає зі складу паливно-
мастильних матеріалів у кожний газоперекачувальний агрегат;

насос відкачування антифризу (води);

стаціонарні або пересувні маслоочисні машини для очистки масла на
агрегатах,які працюють або зупинені.

Масляне господарство компресорного цеху розташовується в окремому приміщенні.При встановленні газоперекачувальних агрегатів в індивідуальних

52


будівлях (контейнерах) масляне господарство розміщується в окремому блок-боксі на складі паливно-мастильних матеріалів.Для багатоцехових компресорних станцій необхідність монтажу двох чи більше окремих масляних господарств визначається в проекті (в залежності від типу встановлених агрегатів, відстані між цехами і складом паливно-мастильних матеріалів, кількості цехів і т.п.)

Для запобігання забруднення і ерозії обладнання трубопроводів на вході газу на компресорну станцію передбачається установки очистки газу від твердих та рідких домішок. Очистка газу виконується, як правило, в одну ступінь в пороховловлювачах.Другу ступінь очистки газу - в фільтрах сепараторах, як правило, передбачають на окремих компресорних станціях з переважним застосуванням фільтрів-сепараторів після ділянок з підвищеною ймовірністю аварій лінійної частини і (або) складними умовами встановлення, а також після підводних переходів довжиною більше 500 м.

Технологічна обв'язка апаратів очистки газу повинна:

забезпечувати   доступ   до   елементів   установки,   що   обслуговуються
(арматури, люків-лазів, фланців, покажчиків рівня, манометрів тощо);

не допускати попадання газу всередину апаратів при проведенні в них
оглядів, ревізій та ремонтних робіт;

забезпечувати     можливість     встановлення     силових    заглушок    для
проведення гідравлічних випробувань апаратів.

Після компримування газ, як правило, охолоджується. В мікрокліматичному районі з холодним кліматом для ділянок з багатолітніми мерзлими грунтами охолодження газу до температури грунту слід проводити на станціях охолодження газу, які забезпечують стабільний рівень температури в газопроводі. В інших районах охолодження газу передбачається, як правило, в апаратах повітряного охолодження (АПО).Установка охолодження газу є загальною для всіх перекачувальних агрегатів компресорного цеху і має колекторну схему обв'язки та обвідний трубопровід.

Передбачається також аварійна зупинка компресорної станції при підвищенні температури газу на виході з апаратів повітряного охолодження газу вище +70 С°.

При підвищенні температури газу на виході апаратів повітряного охолодження до +45 С ° подаються попереджувальні сигнали і в автоматичному режимі включаються вентилятори АПО, що знаходяться в резерві.

8.9 Вимоги до газорозподільних станцій

Газорозподільні станції (ГРС) призначені для подачі газу в заданій кількості з заданим тиском, необхідним ступенем очистки та одоризації населеним пунктам, промисловим підприємствам та іншим об'єктам.

До складу ГРС входять: а) вузли:

53

вимкнення станції;

очищення газу;

редукування газу;

блок підігрівання газу (при необхідності);

вимірювання витрати газу;

одоризації газу (при необхідності);
б) системи:

контролю і автоматизації;

- збирання твердих та рідких домішок на установках очистки (при
необхідності).

Для різних кліматичних районів, в залежності від середньої температури найбільш холодної п'ятиденки і продуктивності, обладнання ГРС розміщують у відповідності до таблиці 8.1

Таблиця 8.1-Способи розміщення устаткування ГРС

Середня температура найбільш холодної п'ятиденки, ° С

Продуктивність,

тис.м3/год

Розміщення устаткування

до мінус 40 (включно) 

від 1 до 20 

в шафах 

до мінус 40 (включно) 

від 20 до 150 

вузли редукування, системи контролю і автоматики, операторна - в будівлі, що опалюється (блок-боксі); 

до мінус 40 (включно) 

від 150 до 300 

вузли відключення, очистки, вимірювання витрати па-лива, одоризації і збирання твердих і рідких домішок, блок підігрівання газу - на відкритому майданчику; 

нижче мінус 40 

від 1 до 300 і більше 

все обладнання в будівлі , що опалюється 

На ГРС, які стоять окремо, будівлі передбачаються з системами опалення, вентиляції, електрохімічними пристроями, зв'язком з диспетчером системою телемеханіки (при наявності її на газопроводі); ГРС має лінію електропостачання і пристрій електрохімічного захисту.

Технологічне обладнання ГРС до крану, що відключає, на виході з неї проектується на максимальний робочий тиск підвідного газопроводу.

У вузлі відключення ГРС передбачається:

крани з пневмоприводом на газопроводах входу і виходу;

обвід,  який з'єднує газопроводи входу і  виходу,  обладнаний двома
ручними кранами
- перший за ходом газу - підключаючий, другий - для
ручного   регулювання,   який   забезпечує   короткочасну   подачу   газу
споживачам обминаючи газорозподільну станцію;

запобіжні   клапани   з   триходовими   кранами   на   кожному   вихідному
газопроводі і свічкою для скидання газу;

ізолюючі фланці на газопроводах на вході і виході для зняття потенціалу
катодного захисту.

Вузол відключення розміщується на відстані не менше 10 м від споруди газорозподільної станції.

54

Очистка газу від твердих і рідких домішок проводиться, як правило, в циклонних пороховловлювачах. Кількість і тип апаратів визначається за паспортними даними і технічними умовами заводу - виробника. В пороховловлювачах передбачається автоматичне зливання рідини в підземний резервуар. Ємність резервуара визначається з умови зливання рідини протягом 10 діб, але не менше 10м3.

Необхідність в складі ГРС блоку підігрівання газу і його типорозмір визначається з умови забезпечення допустимої температури газу на виході із ГРС з врахуванням температури газу на вході і зниження температури газу при його ре дуку ванні.

У залежності від продуктивності газорозподільної станції кількість редуційних ниток приймається за розрахунком, але не менше двох ( одна з них резервна). При продуктивності газорозподільної станції більше 100 тис. м3/год може передбачатись додатково лінія постійної витрати, яка містить замість автоматичного регулюючого пристрою ручний кран або інший дроселюючий пристрій. Величина витрати газу лінією постійної витрати рекомендується в межах від ЗО до 40 % максимальної пропускної здатності газорозподільної станції.

Автоматичний захист редуційних ниток здійснюється кранами з пневмоприводам або з допомогою контрольних регуляторів.

Редуційні нитки виконуються за наступними схемами (в напрямі руху газу):

кран з пневмоприводом, регулятор тиску і кран ручний (захист на крані з
пневмоприводом);

кран ручний, два послідовно встановлених регулятори тиску, перший -
котрольний, другий - робочий (захист контрольним регулятором);

кран з пневмоприводом, кран ручний для дроселювання і кран з
пневмоприводом (захист кранами з пневмоприводами).

Вузол вимірювання витрати газу, що відпускається споживачам, встановлюється після вузла очистки до вузла редукування.

На період пуску на газорозподільних станціях передбачаються додаткові прилади для вимірювання витрати газу в межах від 10 до 20 % проектної.

Відбір газу на власні потреби передбачається від вихідного газопроводу газорозподільної станції (після одоризації) з редукуванням до 200 мм.в.ст. і вимірюванням його витрати.

Наземні трубопроводи - лінії редукування і витратомірні нитки (при вимірюванні витрати газу після редукування) проектуються з віброшумопоглинаючою ізоляцією.

Швидкість газу в трубопроводах газорозподільної станції не повинна перевищувати 25 м/с.

Газ,   що  подається  в  населені  пункти,  необхідно  одоризувати.  Подача одоранта  допускається   як   з   автоматичним,   так   і   з   ручним  регулюванням. Автоматична одоризація встановлюється, як правило, на виході станції. Газ, що подається промисловим підприємствам і електростанціям, за згодою із споживачем і органами Державного нагляду, не одоризується. Для одоризації газу застосовується етилмеркаптан. Витрата одоранту - не менше 16 г на 1000 м3 газу (при 20 °С і 101325 Па).

Автоматичний захист з допомогою кранів з пневмоприводом забезпечує: -    вмикання в роботу резервної нитки при недопустимому відхиленні тиску газу на виході робочої нитки;

55


- вмикання     електричної    аварійної    сигналізації    в     операторній
газорозподільної станції або в будиночку оператора (при домашньому
обслуговуванні) при недопустимому відхиленні вихідного тиску газу.

При   наявності   телемеханіки   передбачаються   контрольні   пункти   (КП) системи телемеханіки, які забезпечують:

телевимірювання    тиску,    температури    газу    на    вході    і    виході
газорозподільної станції і витрати газу по споживачах;

телесигналізацію   аварії   на   газорозподільній   станції   диспетчеру
лінійно-виробничого    управління    магістрального    газопроводу    і
оператору (при домашньому обслуговуванні);

телесигналізацію контролю роботи станції катодного захисту.

56


9 Гідравлічні розрахунки магістральних газопроводів

згідно ОНТП 51-1-85

Основою для проектування магістральних трубопроводів є схема розвитку і розміщення газової промисловості, яка визначає напрямки та об'єми транспортування газу.

Продуктивністю магістрального газопроводу називається кількість газу, що поступає в газопровід за рік (млрд.. м3/рік, при 293,15К і 0,1013 МПа).

Слід розрізняти задану і проектну продуктивність магістрального газопроводу.

При проектуванні магістрального газопроводу повинне проводитись техніко-економічне співставлення різних технологічних варіантів транспортування газу з метою вибору оптимального варіанта.

При виконанні гідравлічних розрахунків у залежності від призначення магістральних газопроводів і степені нерівномірності транспортування газу вони поділяються на:

базові,

розподільні,

маневрові,

відводи.

Базовими називаються магістральні газопроводи, які призначені для транспортування газу із районів його видобування в райони споживання або передачі в інші газопроводи.

Розподільними газопроводами називаються газопроводи для подачі газу із газопроводів у відводи або окремим великим споживачам.

Маневровими газопроводами називаються магістральні газопроводи з підвищеною нерівномірністю або реверсивним характером транспортування газу (газопроводи-перемички, пікові газопроводи, підвідні газопроводи ПСГ і т.п.).

Відводами називаються магістральні газопроводи, які призначені для подачі газу від розподільних або базових газопроводів до міст, населених пунктів і окремих великих споживачів, і працюють в режимі годинної нерівномірності, яка викликана нерівномірністю відбирання газу споживачами.

9.1 Визначення пропускної здатності

і продуктивності магістральних

газопроводів

Продуктивність магістрального газопроводу, яка відповідає оптимальному технологічному варіанту, називається проектною.

Пропускною здатністю магістрального газопроводу називається кількість газу, яка може бути передана газопроводом в добу при стаціонарному режимі, максимально можливому використанні потужності газоперекачувальних агрегатів і прийнятих розрахункових параметрах (робочий тиск, коефіцієнт гідравлічної

57


ефективності, температура навколишнього повітря і грунту, температура охолодження газу і т.п.).

Слід розрізняти оцінювальну і проектну пропускну здатність магістральних газопроводів.

Оцінювальною пропускною здатністю магістрального газопроводу називається орієнтовне значення пропускної здатності, яке визначається в початковій стадії проектування газопроводу для наступного розрахунку можливих технологічних варіантів транспорту газу.

Проектною пропускною здатністю магістрального газопроводу називається пропускна здатність, яка відповідає оптимальному технологічному варіанту.

Оцінювальну пропускну здатність базових магістральних трубопроводів слід знаходити за формулою

q 0 =  (млн. м3/добу при 293,15К і 0,1013 МПа), (9.1)

де     Q3 - задана продуктивність магістрального газопроводу (млрд. м3/рік при 293,15К і 0,1013 МПа);

 - оцінювальний коефіцієнт використання пропускної здатності. Коефіцієнт К°н визначається за формулою

 = КРО КЕТ КНД, (9.2)

де кро - коефіцієнт розрахункової забезпеченості газопостачання споживачів, який відображає необхідність збільшення пропускної здатності газопроводу для забезпечення газопостачання споживачів в періоди підвищеного попиту на газ. Підвищений попит на газ може бути обумовлений похолоданнями протягом опалювального сезону (пониженням температури зовнішнього повітря відносно середньомісячних багаторічних значень), а також можливим випередженням потреби народного господарства в газі порівняно з^прогнозом. Слід приймати KРО=0,95;

кет   -   коефіцієнт   екстремальних   температур,   який   враховує   необхідність

компенсації пониження пропускної здатності газопроводу, яке пов'язане із впливом екстремально високих температур зовнішнього повітря (що перевищують середньомісячні багаторічні значення) на наявну потужність газоперекачувальних агрегатів і глибину охолодження газу, який транспортується, апаратами повітряного охолодження. Слід приймати кет= 0,98;

КНД -   оцінювальний   коефіцієнт   надійності   газопроводу,   який      враховує

необхідність компенсації зниження пропускної здатності газопроводу при відмовах лінійних дільниць і устаткування компресорних станцій.

Значення коефіцієнта КНд потрібно приймати згідно таблиці 9.1.

58


Таблиця 9.1- Оцінювальні коефіцієнти надійності магістральних газопроводів

 

Тип газоперекачувальних агрегатів

Довжина 

з газотурбінним і ележтричним приводом

ГМК 

трубопроводу, км 

Діаметр газопроводу, мм

1420 

1220 

1020 

820 

820 

500 

0,99 

0,99 

0,99 

0,99 

0,99 

1000 

0,98 

0,98 

0,98 

0,99 

0,98 

1500 

0,97 

0,98 

0,98 

0,98 

0,98 

2000 

0,96 

0,97 

0,97 

0,98 

0,96 

2500 

0,95 

0,96 

0,97 

0,97 

0,95 

3000 

0,94 

0,95 

0,96 

0,97 

0,94 


Оцінювальна пропускна здатність розподільних і маневрових магістральних газопроводів визначається для періоду максимальної подачі газу

q 0  =  (млн. м3/добу при 293,15К і 0,1013 МПа), (9.3)

де  qМАКС -  середня  добова  кількість,  що  поступає  в  газопровід  за  період

максимальної подачі газу.

Оцінювальна пропускна здатність відводів визначається за формулою

q0  =   (млн. м3/добу при 293,15К і 0,1013 МПа), (9.4)

де qmч - максимальне годинне   споживання газу (м3/год), що визначається за суміщеним графіком газоспоживання всіма споживачами, які розміщені за після лінійної дільниці, що розраховується. Коефіцієнт використання пропускної здатності для відводів визначається за формулою

 = КРО КНД. (9.5)

При цьому необхідно приймати КРО = 0,95, КНД= 0,99.

Розрахунок технологічних варіантів транспортування газу проводиться:

для базових газопроводів - за оцінювальною пропускною здатністю, яка
знайдена за формулою
(9.1), при середньорічній температурі навколишнього
середовища (зовнішнє повітря і грунт);

для розподільних і маневрових газопроводів і відводів за оцінювальною
пропускною здатністю для періоду максимальної подачі газу, яка знайдена за
формулою
(9.3) і (9.4), при середній для вказаного періоду температурі
навколишнього середовища і грунту.

Проектна продуктивність базових і розподільних магістральних газопроводів визначається за формулою

QП =КН      (млн. м3/рік при 293,15К і 0,1013 МПа),       (9.6)

де qi - пропускна здатність магістрального газопроводу в і-тому розрахунковому

періоді;

τі число днів в і-тому розрахунковому періоді.

КН -    коефіцієнт    використання    пропускної    здатності    магістрального газопроводу.

Для базових, розподільних і маневрових газопроводів в якості розрахункового періоду потрібно приймати місяць (п = 12). Для розподільних і маневрових газопроводів допускається в якості розрахункового періоду приймати квартал (п = 4).

Для відводів проектна продуктивність не визначається. Коефіцієнт використання пропускної здатності КН  визначається за формулою

КнРО ·КЕТ ·КНД. (9.7)

60


Для базових, розподільних і маневрових газопроводів значення коефіцієнта надійності КНД повинне визначатися за "Методика расчета надежности магистральных газопроводов", М. 1980 р. При визначенні Кщ необхідно враховувати повну довжину газопроводу, навіть в тому випадку, якщо проектується його окрема ділянка.

Значення решти коефіцієнтів, що входять в формулу (9.7) приймаються наступними:

кро = 0,95 - для всіх газопроводів, кет = 0,98 - для базових, розподільних і маневрових газопроводів.

Співвідношення кількості робочих і резервних газоперекачувальних агрегатів (ГПА) на КС однониткових газопроводів вибирається згідно таблиці 9.2.

Таблиця 9.2 — Співвідношення між кількістю робочих і резервних ГПА на КС

ГПА 

з привод тур( 

ом від газової 5іни 

ГПА з приводом від електродвигуна

Поршневі 

газомоторні 

ГПА 

Тип  нагн і т а ч і в

неповнонапірні 

повнонапірні 

Неповнонапірн і 

повнонапірні 

Робоч. 

Резерв. 

Робоч.

Резерв. 

Робоч.

Резерв. 

Робоч.

Резерв. 

Робоч.

Резерв. 

2 

1 

2

2* 

2

1 

1 

2-4

1 

4 

2 

3

2* 

4

2* 

3

1 

5-9

2* 

6 

2 

4

2* 

6

2 

4

2* 

10-13

3* 

5

2 

5

2 

6

2 

6

2 

Для варіантів оснащення КС, які відмічені в таблиці 9.2 зірочкою, допускається скорочувати число резервних ГПА на одиницю, перше всього в компресорних цехах другої і наступних черг багатониткових газопроводів, якщо варіант скороченого резервування обгрунтовано техніко-економічно.

9.2 Гідравлічний розрахунок ділянки газопроводу

Гідравлічний розрахунок ділянки газопроводу, на протяжності якого відсутні точки з різницею вертикальних відміток більш ніж 100 м, потрібно виконувати без врахування рельєфу траси.

Ділянки газопроводів, на яких вище вказана умова не виконується, повинні розраховуватися з врахуванням рельєфу траси. При цьому газопровід потрібно розглядати як складений з нахилених прямолінійних ділянок з середнім постійним нахилом. Відмітка початкової точки приймається рівною нулю (hfj = 0).

Відмітки характерних точок на газопроводі, які розміщені вище початкової точки, мають знак плюс, нижче початкової - знак мінус.

Пропускна здатність (млн. м3/добу при 293,15 К і 0,0103) однониткової ділянки газопроводу для всіх режимів потоку газу вираховуються за формулою

61


- без врахування рельєфу траси газопроводу

q=с1d2,5; <9-8)

- з врахуванням рельєфу траси

(9.9)

g= с1d2,5

де

а=                      (9.10)

Значення коефіцієнта С1 слід приймати:

  1.  У міжнародній системі СІ: С1=\ 05,087 при РП, РК (МПа), d, hK) hi(м), ТСР (К);
    L, li (км).
  2.  У змішаній системі С1=0,326·10-6 при РП, РК (кгс/см2), d(мм); hK, hi (м); ТСР
    (К); L (км).

Тут

d - внутрішній діаметр труби;

РП, РК - відповідно абсолютні тиски на початку і в кінці ділянки газопроводу;

λ - коефіцієнт гідравлічного опору діланки газопроводу, безрозмірний;

Δ - відносна густина газу за повітрям;

tcpсередня за довжиною ділянки газопроводу температура газу, який

транспортується;

Zср - середній за довжиною газопроводу коефіцієнт стисливості газу, безрозмірний;

L - довжина ділянки газопроводу;

hКперевищення або зниження кінцевої точки розрахункової ділянки

відносно початкової точки;

          hί - перевищення або зниження і-тої точки розрахункової ділянки відносно

початкової точки;

li  - довжина і-того елемента ділянки газопроводу.

Тиск рп, на початку ділянки вираховується за формулою

РП  =РНАГ  - δРНАГ - δРОХОЛ ,           (9.11)

де   рнаг -тиск нагнітання на виході компресорного цеху;

δРНАГ - втрати тиску в трубопроводах між компресорним цехом і вузлом підключення до лінійної частини магістрального газопроводу (без врахування втрат тиску в системі охолодження газу);

δРОХОЛ - втрати тиску в системі охолодження газу, включно з її обв'язкою. Для апаратів повітряного охолодження слід приймати: δРОХОЛ= 0,0588 МПа (0,6 кгс/см2).

62


Втрати тиску газу в технологічних трубопроводах і устаткуваннях компресорних станцій необхідно розраховувати так: в трубопровідній обв'язці -за проектними геометричними характеристиками; в обладнанні - за технічними характеристиками заводів-виготовлювачів обладнання.

Втрати тиску газу не повинні перевищувати величин, які вказані в таблиці  9.3.

Таблиця 9.3 - Втрати тиску газу на КС

Тиск в га- 

зопроводі 

(надлишковий), МПа 

Втрати тиску газу на КС

,МПа 

Всього

В тому числі

на всмоктуванні

при одно-ступеневому очищенні газу 

при двоступеневому очищенні газу 

при од-ноступе-невому очищенні газу 

при двоступеневому очищенні газу 

на нагнітанні 

5,40 

0,15 

0,20 

0,08 

0,13 

0,07 

7,35 

0,23 

0,30 

0,12 

0,19 

ОДІ 

9,81 

0,26 

0,34 

0,13 

0,21 

0,13 

Тиск в кінці ділянки вираховується за формулою:

РК = РвсδРВС , 

де  рвс - тиск всмоктування на вході компресорного цеху;

δРВСвтрати тиску в трубопроводах між вузлом підключення до лінійної частини магістрального газопроводу компресорної станції компресорним цехом із врахуванням втрат тиску в порохоуловлювачах.

Коефіцієнт стисливості природних газів ZСР  слід приймати за осередненими

значеннями тиску і температури у відповідності з формулою:

ZCP=l—                         (9.12)

де г = 1-1,68ТЗВ+ 0,78ТЗВ2 +0,0107ТЗВ3; (9-13)

Р=-                                 (9.14)

Т    = '                                             (9.15)

 

ТСР   =                  (9.16)

Псевдокритичні тиски РПК і температуру ТПК   визначаються за:

- заданим складом газу

63


Рпк=і, (9-17)

ТПК =і. (9-18)

- заданій густині  ρН газової суміші

РПК=0,1773 (26,831- ρН), (9.19)

ТПК=155,24 (0,564 + ρН), (9.20)

або при РПК в кгс/см

РПК =1,808 (26,831 - рн), (9.21)

Де РПКі, ТПКі- критичні значення відповідно тиску і температури і-того

компонента суміші, які приведені в таблицях 9.4, 9.5;

Nі - молярна доля і-того компонента суміші (і=1, 2,.., п);

ρН - густина газу (кг/м3) при РН= 0,1013 МПа і ТН = 293,15 К. Допускається коефіцієнт стисливості природних газів ZCP знаходити за номограмами (рисунки 9.1, 9.2).

Коефіцієнт гідравлічного опору для ділянки газопроводу з врахуванням його усереднених місцевих опорів (крани, переходи) приймається на 5% вище коефіцієнта опору тертя λТР. Величину λ слід обчислювати за виразом :

λ = 1,05                          (9.22)

де Е - коефіцієнт гідравлічної ефективності приймається рівним 0,95, якщо на газопроводі    є   пристрої   для    періодичного    очищення    внутрішньої порожнини   трубопроводів,   а   при   відсутності   вказаних   пристроїв приймається рівним 0,92;

  λТР - коефіцієнт опору течії.

Для всіх режимів течії газу в газопроводі ЛТР визначається за формулою :

λТР  = 0,067, (9.23)

де К — еквівалентна шорсткість труб: для монолітних труб без антикорозійного

покриття слід приймати 0,03 мм;

Re - число Рейнольда.

Число Рейнольда вираховується за формулою:

Re = С2                             (9.24)

де μ-коефіцієнт динамічної в'язкості газу. Значення С2 слід приймати:

64


Таблиця 9.4 - Фізико-хімічна характеристика компонентів природних і штучних газів

Показник 

Метан 

Етан 

Пропан 

Ізобутан 

н-бутан 

Ізопентан 

н-пентан 

Водень 

Хімічна формула 

СН4 

С2Н6 

С3Н8 

І-С4Н10 

п4Н10 

і-С5Н12 

п5НІ2 

Н2 

Густина ρН, кг/м3 

0,7168 

1,344 

1,967 

2,593 

2,593 

3,221 

3,221 

0,08999 

Молекулярна маса М, кг/кмоль 

16,043 

30,070 

44,097 

58,124 

58,124 

72,151 

72,151 

2,016 

Критична температура Ткр, К 

190,66 

305,46 

369,0 

408,1 

425,2 

460,4 

469,5 

33,26 

Критичний тиск РКР, МПа 

4,64 

4,884 

4,255 

3,647 

3,799 

3,392 

3,373 

1,296 

Критична густина ρкр ,кг/м3 

162 

203 

220 

221 

228 

236 

232 

30,7 

В'язкість μ·106, Па с при 0°С 

10,2 

8,77 

7,65 

6,95 

6,95 

6,36 

6,36 

8,5 

В'язкість μ·106  , Па   при

20°С 

10,7 

9,39 

8,16 

7,54 

7,54 

6,39 

6,39 

Постійна Сатерланда, С 

162 

252 

290 

377 

377 

368 

368 

73 

Теплота згоряння при нормальних умовах, кДж/м3: 

вища Q 

39860 

70425 

100990 

131930 

133980 

156710 

158480 

12770 

нижча Q 

33500 

64480 

92990 

121840 

123770 

150520 

146340 

10800 

Теплоємність при нормальних умовах (кДж/кг град) при

     постійному тиску Ср 

2,166 

1,647 

1,550 

1,490 

1,592 

1,593 

1,290 

14,1956 

 постійному об'ємі СV

1,647 

1,371 

1,361 

1,315 

1,449 

1,478 

1,121 

10,0710 


Таблиця 9.5 - Фізико-хімічна характеристика компонентів природних і штучних газів

Показник 

Ацетилен

Вуглекислий газу

Окис вуглецю

Етилен

Кисень

Азот

Сірководень

Сухе повітря

Хімічна формула 

С2Н2 

СО2 

СО 

С2Н4 

О2 

N2 

H2S 

- 

Густина ρН, кг/м3 

1,1707 

1,9768 

1,250 

1,2604 

1,429 

1,251 

1,5392 

1,293 

Молекулярна маса М,кг/кмоль 

26,038 

44,011 

28,011 

28,054 

32,0 

28,016 

34,082 

28,95 

Критична температура Ткр, К 

309,1 

304,26 

132,96 

282,8 

154,8 

126,2 

373,6 

132,5 

Критичний тиск РКР, МПа 

6,24 

7,386 

3,495 

5,16 

5,076 

3,394 

9,007 

3,769 

Критична густина ркр, кг/м3 

231 

468 

301

220 

430 

311 

359 

335 

В'язкість μ·106, Па с при 0°С 

14 

16,65 

9,8 

19,2 

17,1 

12,3 

17,45 

В'язкість μ·106, Па с при 20°С 

10,2 

16,5 

10,3 

18,4 

12,51 

18,22 

Постійна Сатерланда, С 

198 

254 

101 

225 

127 

104 

331 

107 

Теплота згоряння при нормальних умовах, кДж/м3: 

вища Q

58910 

- 

12640 

63470 

- 

- 

25460 

- 

нижча Q

56900 

- 

12640 

59540 

-

-

23490 

-

Теплоємність при нормальних умовах (кДж/кг град) при

   постійному тиску Ср 

1,6099 

0,8148 

1,0396 

1,4596 

0,9148 

1,0392 

0,9923 

1,0036 

постійному об'ємі Cv 

1,2896 

0,6260 

0,7428 

1,1627 

0,6548 

0,7424 

0,7453 

0,7164 


Послідовність визначення: Р ТСР → 2

Рисунок 9.2 - Номограма для визначення коефіцієнта стисливості газу 2 за середніми тиском Р і температурою ТСР

та відносною густиною ∆

 68


1)В міжнародній системі СІ : С2 = 17,75 при μ (Па·с); 2) В змішаній системі

С2 = 1,81 • 103 при  μ (кгс · с/м2).

Коефіцієнт динамічної в'язкості визначається за формулою:

μ= 5,1 • 10-6 [1 + ρН (1,1 - 0,25 ρН )][0,037 + Т(1 - 0,1047 Т)], (9.25)

або допускається визначати μ за таблицею 9.6 для газів, які містять метану не менше 85% (об.) в залежності від рср (МПа) і tcp (K).

Таблиця 9.6 - Динамічний коефіцієнт в'язкості метану

tcp, K 

μ,х106 

(в Па·с) при 

рср, МПа 

2,0 

3,0 

4,0 

5,0 

6,0 

8,0 

10,0 

250 

9,83 

10,03 

10,28 

10,60 

11,04 

11,47 

14,10 

260 

10,15 

10,34 

10,56 

10,85 

11,24 

12,40 

13,75 

270 

10,46 

1063 

10,85 

11,12 

11,47 

12,40 

13,56 

280 

10,77 

10,94 

11,15 

11,40 

11,70 

12,46 

13,48 

290 

11,08 

11,24 

11,43 

11,66 

11,92 

12,60 

13,50 

300 

11,38 

11,54 

11,72 

11,92 

12,16 

12,78 

13,58 

310 

11,67 

11,82 

12,00 

12,19 

12,42 

13,02 

13,74 

320 

11,98 

12,12 

12,27 

12,45 

12,68 

13,22 

13,86 

330 

12,27 

12,40 

12,55 

12,73 

12,95 

13,49 

14,07 

340 

12,56 

12,68 

12,82 

13,00 

13,22 

13,73 

14,28 

350 

12,84 

12,97 

13,11 

13,29 

13,48 

13,96 

14,58 

Гідравлічний розрахунок лінійних дільниць між двома суміжними компресорними станціями необхідно виконувати із закритими перемичками між нитками дільниці.

Для оцінювальних розрахунків гідравлічний розрахунок складних ділянок газопроводів без врахування рельєфу траси допускається виконувати виходячи з гідравлічно еквівалентної однониткової дільниці.

Гідравлічне еквівалентною однонитковою дільницею називається така дільниця постійного діаметра, яка має таку ж пропускну здатність при тих же початковому і кінцевому тисках, що й складна ділянка.

Температуру газу Т в будь-якій точці, яка знаходиться на віддалі х від початку однониткового газопроводу при будь-якому способі прокладання визначається за формулою:

(9.26)

де                                              (9.27)

69


t0 - розрахункова температура навколишнього середовища ;

ТП - температура газу на початку ділянки газопроводу, при відсутності охолодження газу на КС температуру Тп слід приймати рівною температурі газу на виході з компресорного цеху, а при наявності охолодження газу величина Тп повинна прийматися рівною температурі газу на виході із системи охолодження;

х -   відстань від початку газопроводу до наведеної точки, км;