Особенности проектирования линейной части магистрального нефтепровода

метки: Магистральный, Нефтепровод, Участок, Трубопровод, Насос, Давление, Защитный, Число

магистральный нефтепровод прочностной расчет

Трубопроводный транспорт является одним из экономичных видом транспорта. С другой стороны, это один из самых капиталоёмких и металлоёмких видов транспорта. Будучи при нормальной работе экологически чистым, он может нанести невосполнимый ущерб природе при авариях.

Целью курсового проекта является проектирование линейной части магистрального нефтепровода по маршруту г. Тайшет (Иркутская область) -г. Сковородино (Амурская область) — бухта Перевозная (Приморский край) общей мощностью до 70 млн. тонн нефти в год.

В проекте выполнены, прочностные расчеты нефтепровода, расстановка станций по трассе, подобранно насосно-силовое оборудование, арматура, рассмотрены вопросы очистки и испытаний трубопровода на прочность и герметичность.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Основание для разработки

Единая нефтепроводная система по маршруту г. Тайшет (Иркутская область) -г. Сковородино (Амурская область) — бухта Перевозная (Приморский край) общей мощностью до 70 млн. тонн нефти в год (далее — трубопроводная система «Восточная Сибирь — Тихий океан») предусматривает транспортировку нефти Сибирских месторождений на перспективный рынок Азиатско-Тихоокеанского региона. Маршрут трубопроводов технологично соединен с трубопроводами первого пускового комплекса, что позволит создать единую нефтепроводную систему, обеспечивающую транспортировку российской нефти на экспорт в восточном направлении по территории России, а также для обеспечения ее поставок на внутренний рынок страны.

Сырьевой базой для заполнения нефтепровода будут выступать месторождения Восточной Сибири (объединенный Красноярский край, Иркутская область, Республика Саха), а также территориально приближенные и инфраструктурно интегрированные в систему месторождения Томской области и, при определенных условиях, юго-востока Ханты-Мансийского Автономного округа и Ямало-Ненецкого Автономного округа.

Основанием для проектирования на участке НПС послужило распоряжение Правительства РФ от 31 декабря 2004 года №1737-р, приказ Министерства промышленности и энергетики от 26 апреля 2006 года, а также техническое задание ОАО «АК «Транснефть» от 21 января 2008 года.

1.2 Определение расчетных исходных данных

Из задания на курсовой проект:

• Производительность трубопровода: G = 70 млн.т/год;
• Разность геодезических отметок конца и начала трубопровода: ?z =257,19м;

Характеристика нефти:

Мировой рынок нефти: современное состояние и перспективы

... трубопроводная система (БТС); строительство нефтепровода по маршруту Бургас-Александруполис; соединение нефтепроводов «Дружба» и «Адрия»; формирование транспортного комплекса для экспорта нефти на северо-западном направлении ... всячески стараться, чтобы дополнительные объемы нефти из каспийского региона экспортировались в Европу именно через этот трубопровод. В региональные приоритеты нефтяной ...

º С: ?20 = 848 кг/м3;

ºС: ?20 = 825 кг/м3;

ºС и 50ºС: ?20 = 9,75сСт и ?50 = 2,14сСт;

ºС и 50ºС: ?20 = 4,12сСт и ?50 = 2.17сСт;

р = 5.75ºС;

р = 14,75ºС;

Таблица 1.1 — Изменение свойств нефти по годам

ЭтапПервыйВторойТретийГод201220132014201520162017201820192020202120222023202420252026Нефть11,22

1.3 Определение расчетных свойств нефти

min определяем по формуле [4]

(1.1)

где x- температурная поправка, кг/(м3?К),

x=1,825 — 0,001315×r293; (1.2)

r293 — плотность нефти при 293К, кг/м3.

Определим расчётную плотность по формулам (1.1 — 1.2):

rТ1=848+(1,825-0,001315·848)×(293-278,75)= 858,1158кг/м3.

Так как расчетная температура выходит за пределы, при которых известен расчетный коэффициент вязкости, то согласно рекомендациям [4], расчет проводим по формуле Вальтера:

(1.3)

гдеnТ — кинематическая вязкость нефти, мм2/с;

А? и В? — постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости n1 и n2 при двух температурах Т1 и Т2:

; (1.4)

; (1.5)

Преобразовав формулу (1.5) определим расчетную вязкость:

,м2/с.

Определяем давление насыщенных паров нефти при температуре перекачки

Па

Результаты расчетов по другим вариантам сводим в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 — Расчётные параметры перекачиваемых нефтей

НефтьРасчетные свойства нефтейТип 1 (легкая), малосернистая,1группа, 2 вид858,115832,7814619,03109,640 (особо легкая), малосернистая,1 группа, 2вид835,5476,131412568,894,26

2. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УСЛОВИЙ СТРОИТЕЛЬСТВА РАЙОНА

• 383,7 км и Приморского края — 556,0 км.

Территория, по которой проходят участки трассы, находится между 43 и 54 º с. ш. и 124 и 138º в. д., т. е. протянулась с юга на север на 11 градусов, а с запада на восток на 14 градусов между крайними точками. Трасса вскоре после низкогорного Сковородинского района спускается в равнинное Приамурье и заканчивается в гористом Приморье на берегу Японского моря. Интервал абсолютных высот — от 0 м на морском берегу до 1600 м в горах Приморья. В значительной части трасса проходит по низкогорьям.

Рассматриваемый участок трассы можно разделить на 2 района: Приамурский (Амурская область, Еврейская автономная область, Хабаровский край) и Приморский (Приморский край).

Средства хранения и транспортировки нефти и газового конденсата ...

... нефтяного - Приразломное, позволяют допустить, что здесь сосредоточено огромное количество углеводородного сырья. По некоторым оценкам до 80% этих территорий перспективно на нефть ... плотностей жидких углеводородов - они уменьшаются с ростом температуры (1 нефтяной баррель = 42 галлона = 0,158988 м3 ... для эксплуатации новых типов швартовых терминалов на морских месторождениях для погрузки/разгрузки ...

Основная черта климата Приамурья — постепенный переход от резко континентального климата Забайкалья к ярко выраженному муссонному климату Приморья.

Зимой практически вся территория трассы находится под преобладающим воздействием очень холодных и сухих воздушных масс, формирующихся в области развития мощного сибирского антициклона. Зима на большей части территории длительная, малоснежная и очень холодная.

Большое влияние на температурный режим зимнего периода оказывает снежный покров, поскольку он в этот период определяет радиационный режим. Образование снежного покрова происходит в среднем в первой — третьей декаде октября. В горах снег появляется, как правило, на 5-10 дней. Характер залегания снежного покрова зависит от местных условий. Максимальные запасы воды в снежном покрове отмечаются, как правило, в конце первой-второй декаде марта.

Территория прохождения трассы характеризуется «слабой» степенью лавинной опасности: повторяемость менее 1 раза в 10 лет, объем до 10 тыс. м3, продолжительность лавиноопасного периода — до 30 дней.

Почти на всей территории безморозный период начинается в середине мая — конце июня и заканчивается в начале августа — сентябре.

Максимальное количество осадков приходится на август, реже — на июль. В августе выпадает в среднем от 80 до 160 мм. Особенно большое количество осадков в августе связано с выходом тайфунов на восточный участок трассы. Минимальное количество осадков в годовом ходе приходится на февраль. В это время месячная величина колеблется от 4 до 15 мм.

Средняя годовая температура воздуха на протяжении трассы изменяется в пределах от минус 4,7 до плюс 5,8°С. Самым холодным месяцем является январь. Средняя температура января изменяется по территории в больших пределах от минус 25 — минус 28° С на западе Приамурского участка трассы, до минус 10 — минус 13°С на побережье. Самым теплым месяцем является июль (вблизи морского побережья — август).

Пределы изменения средней температуры июля невелики: от 17-19°С на западе Приамурского участка и побережье Японского моря до 20-22°С на большей части трассы. Средняя максимальная температура колеблется от 21 до 26°С. Абсолютный максимум температуры находиться в пределах 33-41°С, лишь во Владивостоке он чуть ниже (33°С).

Для июля характерно, что абсолютный минимум, как правило, превышает 0°С и только на крайнем северо-западе (Сковородино) он отрицателен (минус 3°С).

Трасса проходит по территории крайне неоднородной в геологическом отношении и охватывает два региона — Монголо-Охотский и Сихотэ-Алинский.

Монголо-Охотская складчатая зона (км 2693 — км 3610)

Монголо-Охотский регион первого порядка в тектоническом плане совпадает с Монголо-Охотским поясом герцинской и мезозойской складчатости. Основными структурно-формационными элементами региона являются палеозойские антиклинории и синклинории, а также наложенные мезозойские прогибы и кайнозойские впадины

В геологическом строении Монголо-Охотской складчатой зоны принимают участие породы гранитоидной (AR-Mz), терригенной (Pz-Mz), вулканогенно-осадочной (Pz-Mz) и вулканогенной (Mz) формаций; на ограниченных участках присутствуют метаморфическая (PR) и терригенно-карбонатная формации.

Обслуживание насосов. Ремонт и монтаж центробежных насосов по ...

... электродвигателей при работе в условиях повышенных температур. Кроме того, для монтажа и технического обслуживания насосов в процессе эксплуатации и их ремонта требуется квалифицированный обслуживающий персонал.   Применяемая на предприятиях система технического обслуживания и ремонта оборудования (машины, ...

Для горных сооружений характерен комплекс отложений склонового ряда: делювиально-пролювиальные, делювиально-солифлюкционные. На пологих склонах (6-12°) развиты делювиально-пролювиальные и делювиально-солифлюкционные суглинки, супеси с дресвой и щебнем мощностью 2-6, реже до 10 м.

В пределах аккумулятивных равнин распространены мощные толщи четвертичных аллювиальных, озерно-аллювиальных, делювиально-пролювиальных и делювиально- солифлюкционных отложений.

В целом территория прохождения трассы характеризуется разнообразным комбинированным рельефом, представленным чередованием обширных равнин и горных, преимущественно низкогорных массивов.

Трасса нефтепровода проектируется в различных по сложности инженерно-геологических условиях, значительная ее часть проходит в зоне распространения мерзлых, нередко льдистых грунтов, а также оторфованных грунтов и торфа и участков развития опасных геологических процессов.

Многолетнемерзлые породы сплошного и прерывистого распространения встречаются только на самом северном участке трассы, в пределах пояса низких гор и денудационных плато Верхнеамурского и северной части Амуро-Зейского районов.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ

3.1 Сведение о проектной пропускной способности

магистральный нефтепровод прочностной расчет

Для магистральных нефтепроводов производительность дается в млн. тоннах в год. На ее основе находится расчетная часовая производительность в м3/ч.

,. (3.1.)

где GГ- годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн. т/год;нп — коэффициент неравномерности перекачки, величина которого принимается равной 1,05 для трубопроводов, прокладываемых параллельно с другими нефтепроводами и образующими систему,

rр- расчетная плотность нефти, кг/м3;р- расчетное число рабочих дней в году, Nр=350 суток.

Расчет ведем по наихудшему варианту развития, то есть по нефти у которой плотность больше для третьего этапа, согласно формуле (3.1)

м3/ч.

Таблица 3.1 — Пропускная способность по этапам

Этап G Г, млн. т/годQ, м3/ч.Qc, м3/с.131,54078,71,1322568667,252,437010196,762,8323.2 Обоснование диаметра трубопровода

Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле:

(3.2)

где w0 — рекомендуемая скорость перекачки, определяемая из графика (см. рисунок 3.1), при данной часовой производительности w0=2.6 м/с.

Рисунок 3.1 — Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от плановой производительности нефтепровода

По значению Do принимаем ближайший стандартный наружный диаметр Dн=1220мм и 2 смежных к нему Dн=1020мм и Dн=1420мм.

Остальные диаметры сведены в таблицу 3.2.

Таблица 3.2 Ориентировочное значение внутреннего диаметра и расхода, в зависимости от изменения свойств нефти по годам

3 /ч,w ,м/сDо, ммDн, мм110196,7592,61177102012201420

н можно также определять по табл.3.3.

Таблица 3.3 Параметры магистральных нефтепроводов

Производительность G Г, млн.т/годНаружный диаметр Dн, ммРабочее давление P, МПа11,0 … 19,07205,6 … 6,115,0 … 27,08205,5 …5,923,0 … 50,010205,3 …5,941,0 … 78,012205,1 …5,5

Нефтепроводы и газопроводы, назначение

... как правило, центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12500 м3/ч. В начале нефтепровода находится головная нефтеперекачивающая станция ... промежуточные насосные станции /индивидуальные, дожимные, участковые/, которые служат для перекачки нефти от индивидуальных сепарационно-замерных установок и промежуточных нефтесборных пунцов до ...

Исходя из расчетной часовой производительности нефтепровода, подбирается основное оборудование нефтеперекачивающей станции (подпорные и магистральные насосы).

3.3 Выбор насосно-силового оборудования

Подбор основного оборудования НС осуществляется на основе известных плотности, вязкости, температуре перекачиваемой нефти, требуемой подаче и напору НС. К основному оборудованию насосных станций относятся насосы и приводящие их двигатели.

Для перекачки нефтей по магистральным нефтепроводам может использоваться как последовательная, так и параллельная схема включения насосов.

Число рабочих центробежных насосов в каждой МН должно определяться исходя из расчётного рабочего давления насосной, характеристики насоса, характеристик перекачиваемых нефтей, режима перекачки и быть не более трех. На каждую группу рабочих насосов МН необходимо предусматривать установку одного резервного насоса. В группе до четырех подпорных насосов необходимо устанавливать один резервный.

Основные насосы соединяются последовательно, значит, подбор насосов будем производить по подачи, а их напоры будем складывать. Подпорные насосы соединяются параллельно, так как от них не требуется большие напоры, следовательно, при работе двух и более насосов их напоры останутся теми же, а подачи будут складываться.

max .

При этом выберем насос типа НМ с номинальной подачей Q НОМ так, чтобы расчетная и максимальная производительность находились в рабочей зоне подач насоса, соответствующей max значениям его КПД.

Выбираем несколько схем соединения насосов:

Таблица 3.4. — Схемы соединения насосов

× QН)3+1НПВ 5000-1202+12НМ 10000-2103+1НПВ 5000-1202+1

Технические характеристики насосов сведены в Приложение А

Определим напоры, развиваемые насосами при расчетной производительности перекачки. Для этого воспользуемся уравнением напорной характеристики насоса:

(3.3)

Коэффициенты a и b подпорного и магистрального насосов приведены в таблице 3.4.

Напор магистрального насоса НМ 7000-219 с рабочими колесами D2=490 мм составит

hМ=323,3-1,4795×10-6×10196,762=169,471 м;

напор подпорного насоса НПВ 5000-120 с рабочими колесами D2=613 мм

П=137,7-1,2839×10-6×(10196/2)2=104,3269 м.

Определим рабочее давление при условии, что число последовательно работающих магистральных насосов на НПС mМ=3. По формуле

(3.4)

где g- ускорение свободного падения;п, hм — соответственно напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами при расчетной производительности нефтепровода;м — число работающих магистральных насосов на нефтеперекачивающей станции;доп — допустимое давление НПС из условия прочности корпуса насоса или допустимое давление запорной арматуры.

Установки винтовых насосов для добычи нефти

... насос; - муфта кабельного ввода; 7 - электродвигатель с защитой Рисунок 4 - Установка винтового сдвоенного электронасоса типа УЭВН5 Установки УЭВН5 выпускаются для скважин с внутренним диаметром ... ротором выполняет роль двигателя и одновременно понижающего редуктора (мультипликатора), передаточное число которого пропорционально заходности ротора. Для изготовления винта могут использовать сталь, ...

МПа.

,1£5,158£5,5

Условие P£PДОП выполняется.

Расчеты для остальных насосов сведены в таблицу 3.5.

Таблица 3.5 Зависимость рабочего давления от типа магистрального насоса

Марка насосаРоторДиаметр рабочего колеса, ммНапорРабочее давление, МПаНМ 7000-2101,25 ×QН490169,475,285,165,05НМ 10000-2101,0×QН505/495202,396,11485/475189,075,65470/460174,775,18НПВ 5000-120645118,63613104,3358091,09

Из таблицы видно, что подходящей комбинацией насосов являются, следующие варианты:

Таблица 3.7. Комбинации насосов по рабочему давлению

Подпорный насос(D 2 мм)Магистральный насос(D2 мм)Рабочее давление, МПаНПВ 5000-120 (645)НМ 7000-2105,278531НПВ 5000-120 (613)НМ 7000-2105,158107НПВ 5000-120 (580)НМ 10000-210(470/460)5,1804612

Величина потребляемой мощности находится по известным зависимостям:

• , (3.5);
• , (3.6)

где ?Н , ?Э , ?МЕХ — величины к. п. д. соответственно насоса, электродвигателя и механической передачи.

Зависимость к. п. д. насоса от подачи описывается полиномом вида

, (3.7)

где k1 , k2 , k3 — коэффициенты аппроксимации, определяемые методом наименьших квадратов.

Коэффициент полезного действия механической передачи может быть принят равным ?МЕХ =0,99.

Коэффициент полезного действия электродвигателя hЭ в зависимости от его загрузки определяется выражением

, (3.8.)

где r0 , r1 , r2 — эмпирические коэффициенты;З — коэффициент загрузки электродвигателя, равный отношению мощности на валу электродвигателя NЭ к его номинальной мощности NЭН:

, (3.9.)

Значения коэффициентов в формуле (3.7.) определяются методом наименьших квадратов по паспортным характеристикам электродвигателей насосных агрегатов. В случае отсутствия этих данных коэффициенты r0 , r1 и r2 могут быть приняты в соответствии с типом электродвигателя по таблице 3.8.

Таблица 3.8. Значения коэффициентов уравнения (3.8.)

1 r2r3Синхронный0,8900,114-3,601·10-2Асинхронный0,4520,987-0,592

2=613мм):

КПД магистрального насоса НМ-1000-210 D2=580мм

Коэффициент загрузки двигателя по формуле (3.9)

КПД электродвигателя подпорного насоса:

Для электродвигателя магистрального насоса:

Определяем потребную мощность по формулам (3.5. и 3.6.)

;

Таблица 3.9. — Зависимость потребляемой мощности от типа насоса

Подпорный насос (D 2 мм)Потребляемая мощность, ВтМагистральный насос (D2 мм)Потребляемая мощность, ВтНПВ 5000-120 (613)12250573,94НМ 7000-2105083781,924НПВ 5000-120 (580)5237150,844НМ 7000-2105083781,924НПВ 5000-120 (580)5237150,844НМ 10000-210(470/460)5037280,48

Проектирование межпромыслового нефтепровода «УПН Сузун – ЦПС ...

... технологического расчета магистрального нефтепровода представлены в таблице 4. Таблица 4 – Исходные ... прокладки нефтепровода, расчет диаметра и толщины стенки труб, гидравлический расчет нефтепровода, ... По природному районированию территория трассы нефтепровода относится к заболоченным северо ... исходя из расчётной часовой производительности нефтепровода, определяемой по формуле GГ  k НП Q  ...

Выбираем схему с НПВ 5000-120 (580) и НМ 10000-210(470/460),так как она подходит по диапазону рабочих давлений, потребляет наименьшую энергию.

Дальнейшие расчеты ведем для этой схемы насосов.

3.4 Пересчет характеристик насосов с воды на нефть

В каталогах приводятся характеристики центробежных насосов, снятые на воде. При перекачке маловязких нефтей и нефтепродуктов эти характеристики не изменяются. Однако с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости напорная характеристика и КПД насоса падают, а потребляемая мощность возрастает. Меняется также давление насыщенных паров и значение кавитационного запаса.

В методике пересчета характеристик магистральных насосов в качестве параметра, характеризующего течение перекачиваемой жидкости в рабочем колесе, используется число Рейнольдса

, (3.10)

где n — число оборотов ротора насоса,

Д2 — наружный диаметр рабочего колеса,

• расчетная вязкость нефти.

Условную границу перехода режима течения жидкости из автомодельной области в область зависящих от вязкости значений параметров насоса определяют переходное и граничное число Рейнольдса и , вычисляемые по формулам:

, (.3.11.)

, (3.12.)

где ns — коэффициент быстроходности насоса, равный

• , (3.13)

где QНОМ и ННОМ — подача и напор при работе на воде с максимальным КПД,

КВС и КСТ — число соответственно сторон всасывания рабочего колеса и ступеней насоса, — частота вращения (об/мин).

Зная число Reп, можно найти предельное значение вязкости, начиная с которой необходимо вести пересчет характеристик насоса:

(3.14)

Так как величина больше расчетной вязкости , то характеристики насоса не пересчитываются с воды на нефть.

3.5 Определение толщины стенки трубопровода

Согласно [1] магистральные трубопроводы и их участки подразделяются на категории, требования к которым в зависимости от условий работы, объема неразрушающего контроля сварных соединений и величины испытательного давления приведены в таблице 3.10

Таблица 3.10

Категория трубопровода и его участкаКоэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность mВ0,60I0,75II0,75III0,90IV0,90

Категории магистральных трубопроводов следует принимать по таблице 3.11.

Таблица 3.11

Назначение трубопроводаКатегория трубопровода при прокладкеподземнойназемной и надземнойДля транспортирования нефти и нефтепродуктов:а) диаметром менее 700 ммIVIIIб) диаметром 700 мм и болееIIIIIIв) в северной строительно-климатической зонеIIIIII

у =0,9.

Примем для сооружения нефтепровода прямошовные электросварные трубы Волжского металлургического завода, изготавливаемые по ТУ 14-3-1573 99 из горячекатанной стали марки 10Г2ФБЮ (временное сопротивление стали на разрыв для диаметра 1020мм и 1220мм=590МПа); коэффициент надежности по материалу для диаметров 1020мм и 1220мм=1,34).

Минимальным значениям временного сопротивления 590МПа.

p и надежности по назначению kН=1,05.

Технологический расчет магистрального нефтепровода

... в их комплексы. Задачи технологического расчета магистрального нефтепровода: определение оптимальных параметров нефтепровода (диаметр трубопровода, давление на нефтеперекачивающих станциях, толщина стенки трубопровода, число нефтеперекачивающих станций); расстановка станций по трассе нефтепровода; расчет эксплуатационных режимов нефтепровода.2 Исходные ...

Расчет ведем для диаметра 1020 мм, расчеты для других диаметров сводим в таблицу 3.12.

Расчетное сопротивление металла трубы R 1:

МПа. (3.15)

Расчетное значение толщины стенки для трубопровода составляет:

мм.

Полученное значение dо округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной

d1020=10 мм,

Внутренний диаметр нефтепровода равен: 1020 = 1020 — 2×10 =1000 мм,

Таблица 3.12 — Результаты расчета

1 , МПа, ммВнутренний диаметр, мм1020377,391010001220377,39111198

3.6 Гидравлический расчет нефтепровода

Расчет ведем для диаметра 1020 мм, остальные расчеты сводим в таблицу 3.13.

Вычислим среднюю скорость течения нефти:

(3.16)

где D — внутренний диаметр, м.

По формуле (3.16) определим скорость:

м/с.

Режим течения нефти характеризуется числом Рейнольдса

(3.17)

Значения переходных чисел Рейнольдса Re1 и Re2 определяем по формулам:

(3.18)

; (3.19)

где — относительная шероховатость трубы;Э — эквивалентная шероховатость стенки трубы. Для нефтепроводов из новых, чистых труб kЭ=0,05 мм.

;

;

Во всех случаях Re1<Re<Re2, режим течения нефти является турбулентным в зоне смешанного трения. Определим коэффициент гидравлического сопротивления l по формуле:

, (3.20)

Потери напора на трение в трубопроводе для трассы вычислим по формуле Дарси-Вейсбаха:

м (3.21)

Величина гидравлического уклона для магистрали вычисляется по формуле:

(3.22)

При подстановке числовых значений в формулу (3.6.7) получим:

Напор, развиваемый на станции магистральными насосами:

Напор, развиваемый на станции подпорными насосами:

Суммарные потери напора в трубопроводе определяются по формуле:

= 1,02ht+ Dz + NЭ×hост, (3.23)

где 1,02- коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;t — потери напора на трение, м.

Dz=zК-zН — разность геодезических отметок, м;Э — число эксплуатационных участков назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400 — 600 км ост- остаточный напор в конце эксплуатационного участка, который можно принять равным hост =30…40 м.

В расчетах принимаем NЭ=1, hост=30 м.

1020 = 1,02×6688,6384-257,19+ 30=7109,6 м

Таблица3.13 — Результат гидравлического расчёта

ReRe 1Re2hтр,мiH,мD122091831,48028414508127227602785,7280,0048825312614,258D1020110014,1134346000106200006688,63840,011727109,6

Строительство магистральных трубопроводов

... и кинематическому типу (сдвиги, сбросы, взбросы, смешанного кинематического типа). Трасса трубопроводов пересекает 21 активный тектонический разлом. Активность тектонических разломов характеризуется наличием ... когда селевые потоки образуются в большинстве селевых бассейнов. По трассе трубопровода отмечается проявление пяти типов селевого потока: грязевой, грязекаменный, наносоводный, ...

3.7 Определение числа перекачивающих станций и лупингов

Необходимое число нефтеперекачивающих станций для условий обеспечения расчетной производительности нефтепровода определим по формуле:

• (3.24)

При округлении числа НПС в меньшую сторону для трассы гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой дополнительного лупинга. Полагая, что диаметр лупинга и основной магистрали равны, режим течения в них одинаков (m=0,123), найдем значения коэффициента w и его длину ?Л.

(3.25)

где . (3.26)

При равенстве D = Dл величина .

Определим длину лупинга по формулам(3.25), (3.26):

;

км.

Таблица3.14-Число станций и длины лупингов

n 0nnll, лупQнов, м3/сD12204,8123954121,662,868D102013,38141323,132,97

3.8 Экономическое обоснование выбора трассы

Экономической составляющей выбора является приведенные затраты, т.е. годовые затраты на единицу трубопроводной системы, рассчитываются по формуле

, (3.27.)

где Ен — процентная ставка банковского кредита, принимаем 0,12.

К- капитальные вложения;

• Э- эксплуатационные расходы.

Капитальные вложения определяем по формуле

К= Клч + Кнпс, (3.28)

где Клч -капитальные вложения на линейную часть;

• Кнпс -капитальные вложения на сооружение НПС.

Капитальные вложения на линейную часть определим как:

(3.29)

где Слч — стоимость сооружения МН, для диаметра 1020мм 136100руб/км;тр — длина трассы.

Рассчитаем приведенные затраты для диаметра 1020 мм, без лупинга, с числом станций 14

Клч=136100*570,55=77651855 руб.

Капитальные вложения на линейную часть с лупингом определим как:

(3.30)

где Слуп — стоимость сооружения лупинга, для диаметра для диаметра 1020мм принимаем 119600руб/км;луп — длина лупинга.

Клч=136100*570,55=77651855руб.

Капитальные вложения на сооружение НПС определим как:

(3.31)

где Сгнпс — стоимость сооружения ГНПС,=161950000 руб/км;

• Снпс — стоимость сооружения НПС,=3550000 руб/км;
• Ср — стоимость сооружения резервуарного парка для диаметра 1020мм принимаем 27 руб/ м³.

Vп — объем резервуарного парка;

• количество станций.

Для хранения нефти применяют резервуары стальные и железобетонные, наземные и подземные, вертикальные и горизонтальные. Полезный или активный объем VП определяется как максимально возможный объем нефти, допустимый к откачке из него, и меньше геометрического объема VГ, т.к. в нижней части резервуаров скапливается вода (подтоварная) и имеется слой механических отложений (осадок).

Общий объем резервуарного парка определяется с учетом коэффициента использования емкости ?Р величина которого выбирается согласно рекомендациям [4]:

(3.32)

Выбор типоразмера и определение требуемого количества резервуаров выполняется для нескольких вариантов парков и принимается вариант с наименьшими затратами на строительство и эксплуатацию парка. Установлено, что наименьшее затраты будут при меньшем числе резервуаров большей емкости и меньшей площади парка.

Количество однотипных резервуаров для каждого варианта будет равно:

(3.33.)

где VР — емкость одного резервуара.

В целях защиты резервуаров от перелива и защиты технологических трубопроводов от превышения давления в составе резервуарного парка необходимо дополнительно предусматривать резервуарную емкость в объеме 2 — х часовой производительности нефтепровода.

Кроме того, должен предусматриваться сброс нефти по специальному трубопроводу от предохранительных устройств в резервуарный парк (не менее 2 — х резервуаров) или в 2 отдельных резервуара.

Схемы технологических трубопроводов резервуарных парков должны обеспечивать опорожнение резервуаров, коллекторов резервуарного парка и подпорной насосной с помощью подпорных или зачистных насосов, а также предусматривать проектные решения, исключающие попадание газопробок из подводящих трубопроводов в резервуары с понтонами и плавающими крышами.

Полезный объем резервуарного парка:

Выбираем РВСП

Геометрический объем резервуарного парка

Число резервуаров, где=100000м3,

Выбираем 11 РВСП =100000м3, включая 1 резервный и 1 от перелива.

руб.

Э- эксплуатационные расходы определяются по формуле:

(3.34)

где S- себестоимость перекачки, в зависимости от диаметра для диаметра 1020мм=0,00065 руб/(т*км), 1220мм=0,00062 руб/(т*км).год- годовая производительность трубопровода.

Результаты экономического расчета трассы, в зависимости от диаметра и числа станций в таблицу 3.15

Таблица3.15-Результат экономического обоснования

D,мм102012201020(лупинг)1220(лупинг)Ед.измеренияS0,0650,062Коп/(т км)С л136,1180,8119,6165,6Тыс. руб/кмЭ2596002500247618700027012890323004194485руб/годКлч7765185510315544080419386,71123302453,7рубКнс86227532,2850739379,3582677532,2847189379,35рубК163879387,3153894819,3163096919170491833,1рубП2615668026249465437827208606633024653505руб

В результате расчета оптимальной оказалась трасса с диаметром 1220мм, с увеличением числа станций до 5.

3.9 Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода

Предварительная расстановка нефтеперекачивающих станций выполняется графоаналитически на сжатом профиле трассы.

По известной производительности нефтепровода определяется значение гидравлического уклона i. Строится треугольник гидравлического уклона abc (с учетом надбавки на местные сопротивления) в принятых масштабах длин и высот сжатого профиля трассы.

Из начальной точки трассы вертикально вверх в масштабе высот строится отрезок, равный активному напору нефтеперекачивающей станции H СТ1. Из вершины отрезка HСТ1 проводится линия, параллельная гипотенузе гидравлического треугольника, до пересечения с профилем трассы. Точка М соответствует местоположению второй НПС.

Из вершины отрезка H СТ1 вертикально вверх откладывается отрезок, равный hП в масштабе высот. Линия, проведенная параллельно i из вершины HСТ1+ hП, показывает распределение напора на первом линейном участке.

Аналогично определяются местоположения остальных НПС в пределах эксплуатационного участка.

СТ1 +hП-hОСТ параллельно i до пересечения с профилем трассы.

ОСТ.

3/сек, для пяти станций.

Расчетное значение гидравлического уклона, i=0,00499

СТ= 517,355 м, напор развиваемы подпорными насосами 90,26м.

Выполним построение гидравлического треугольника. За горизонтальный катет примем отрезок ab, равный ?=100 км, который отложим в масштабе длин. Вертикальный катет ac гидравлического треугольника, равный 1,02·i·?=1,02·0,00499·100·103=509,0225 м, отложим перпендикулярно отрезку abв масштабе высот. Гипотенуза треугольника bc соответствует положению линии гидравлического уклона в принятых масштабах построений.

ост =30 м.

3.10 Расчет гидроудара

Напор НПС при гидроударе составит

(3.35)

где ?р — величина изменения давления

(3.36)

(3.37)

где — модуль упругости жидкости,

модуль Юнга материала трубы,0- диаметр срединного волокна.

Па,

3.11 Расчет числа станций для 1 и 2 этапы строительства

Для каждого этапа строительства рассчитаем часовую подачу, насосно-силовое оборудование. Аналогично пунктам 3.6 -3.7. данные сведения сведены в таблицы 3.16 — 3.18.

Таблица 3.16 Гидравлический расчет для 1 и 2 этапа

ЭтапQ, м 3/чReRe1Re2?ihтр 14078,736732,59414508127227600,02280,000982560,4528667,24578056,758414508127227600,0189292690,0036739072096,147647

Таблица 3.17 Подбор насосно — силового оборудования для 1 и 2 этапа

ЭтапНасосно-силовое оборудование Потребляемая энергия, кВтВывод о применимости1НМ10000-2104057,88-НМ10000-210 с ротором на 0,53801,7+, так как обеспечивает меньшие затраты электроэнергии и в дальнейшем требуется только смена ротораНМ7000-210 с ротором на 0,72889,88-НПВ 5000-2101898,022+2НМ10000-2104981,73-НМ10000-210 с ротором на 0,73643,04+, так как обеспечивает меньшие затраты электроэнергии и в дальнейшем требуется только смена ротораНПВ 5000-120942,751+

Таблица 3.18. Технологические решения для 1 и 2 этапа строительства

ЭтапQ, м 3/чНполный,мН ст,мНп,мNcт14078,7344,478692,39112,8560,3328667,251910,88431,153299,972078984,2ЭтапNcт(округ)Q, м3/секiН ст,мНп,м111,510,0016611,074113,919252,5020,0039392,2998,112

Расставляем перекачивающие станции 1 и 2 этапа по трассе нефтепровода.

При этом на первом этапе вводим две станции: 1 с тремя работающими наосами и одним резервным и 3, с одним работающим и родним резервным. Данные решение объясняется снижением металозатрат.

На втором этапе, вводят в работу все станции, на каждой из которых три насоса работающих и один резервный.

4. ЛИНЕЙНАЯ ЧАСТЬ

4.1 Конструктивные решения по линейной части

1.1 Назначение категорий участков

Учитывая высокие требования к надежности нефтепровода для транспортировки Российской нефти в страны Азиатско-Тихоокеанского региона, вызванные прохождением его в весьма сложных природных условиях с наличием высокой сейсмичности, многолетнемерзлых грунтов, различного рода экзогенных процессов проектом принята категория нефтепровода на всем протяжении трассы — не ниже III.

Минимальные расстояния от оси нефтепровода на участках параллельного следования нефтепровода с железными и автомобильными дорогами и другими коммуникациями, а так же расстояния от населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений, приняты в соответствии со СНиП 2.05.06-85*, пункт 3.16, таблица 4*.

В соответствии с РД 153-39.4-056-00 «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов», п. 4.1.21, величина охранной зоны магистрального нефтепровода устанавливается:

• вдоль трасы МН — в виде участка земли, ограниченного условными линиями, находящимися в 25 м от оси нефтепровода с каждой стороны;

• вдоль подводных переходов нефтепроводов — в виде участка от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящих от осей крайних ниток трубопроводов на 100 м с каждой стороны.

Категории участков магистральных трубопроводов следует принимать по таблице 4.1.

Таблица 4.1.

Назначение участков трубопроводовКатегория участков нефтепроводов1. Переходы через железные и автомобильные дороги (на перегонах):а) железные дороги общей сети, включая участки длиной 40 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей, но не менее 25 м от подошвы насыпи земляного полотна дорогиIв) автомобильные дороги I и II категории, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дорогиI2 Узлы установки линейной арматуры (за исключением участков категорий В и I) III3.Узлы пуска и приема очистных устройств, а также участки трубопроводов длиной 100 м, примыкающие к нимI4. Переходы через овраги, балки, рвы и пересыхающие ручьиIII

Отдельные участки магистральных трубопроводов могут иметь разную категорию. Поэтому толщина стенки на этих участках требуют уточнения. Для уточнения толщины стенки труб необходимо определить границы этих участков на местности, по которой прокладывается нефтепровод.

Коэффициент условия работы m 0=0,75 для участков категории Iи m0=0,9 для участков категории III определяет необходимость создания повышенного запаса прочности по сравнению с I. А это, в свою очередь, ставит задачу сравнения рабочего давления на отдельных участках с разрешенным по условию создания требуемого запаса прочности металла труб.

Проектируемый нефтепровод имеет две категории I, III.

Проведем сравнение максимально допустимых напоров для сталей 17Г1С-У и 10Г2ФБЮ, результаты сравнения занесем в таблицу 4.1 , учитывая, что

(4.1)

Таблица 4.1 — Сравнение максимально допустимых напоров для сталей

КатегорияСталь ?вр,МПаR1, МПа?,мм? по сорт.Hmax мРз, МПа117Г1С-У550293,17712,6648313631,97918,9217Г1С-У550351,812410,5906711639,55937,912ГСБ510312,244911,9065211567,62965,912ГСБ510312,244911,9065212620,26786,5

С целью уменьшения металлозатрат, применяем сталь 17Г1С-У с толщиной стенки 13 мм для первой категории. Стали 17Г1С-У 11мм с толщиной стенки 11мм, 12ГСБ 11, 12 мм для трубопроводов 3категории. Сравнение удобно выполнять графоаналитическим методом, при котором на сжатом профиле анализируется взаимное расположение пьезометрических линий, соответствующих предельным (по давлению) режимам эксплуатации нефтепровода с так называемой эпюрой разрешенных напоров (совокупность всех точек отстающих от линии сжатого профиля на величину максимального напора).

Т.о. эпюра копирует сжатый профиль, и на границах участков различной категории изменяется скачком. Этот скачок на участках повышенной категории при неизменной толщине стенок труб и марки стали, направлен вниз, а в случае увеличения стенки трубы может быть равен нулю или направлен вверх.

1.2 Выбор запорной арматуры

В соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*, РД 153-39.4-113-01 и РД-16.01-74.20.00-КТН-058-1-05 в проекте предусмотрена установка узлов запорной арматуры:

• на обоих берегах подводных переходов категории «В» (задвижки размещаются выше отметок горизонта высоких вод 10% обеспеченности и выше отметок ледохода);

на узлах камер пуска и приема СОД;

• на узлах подключения к НПС;
• на линейной части, размещенных в пониженных местах рельефа местности на расстоянии, не превышающем 30 км.

Расстановка задвижек выполняется из условий:

• минимального необходимого количества задвижек;
• минимизации объема истечения нефти из трубопровода в случае аварии после закрытия задвижек;
• минимизации объема неоткачиваемой нефти при проведении ремонтных работ.

После расстановки задвижек на подводных переходах категории «В», узлах пуска, приема и пропуска СОД, а также узлах подключения НПС, выполняется установка задвижек на линейной части, так чтобы минимизировать объем истечения нефти из нефтепровода в случае аварии после перекрытия задвижек и обеспечить максимально освобождение трубопровода от нефти при проведении ремонтных работ. Расстояние между задвижками должно составлять не более 30 км.

Устанавливается 17 шиберных задвижек по ОТТ-23.060.30-КТН-246-08 с DN1200. Монтаж узлов запорной арматуры выполняет комплексная бригада, имеющая опыт и оснащенная всеми необходимыми машинами, механизмами, приспособлениями и оснасткой.

В состав работ по монтажу узла задвижки входят:

• земляные работы;
• бетонные работы;
• подготовка конструктивных элементов и труб к сварке (разметка, газовая резка, зачистка мест резки и т.д.);
• монтаж задвижки;
• сборочно-сварочные работы;
• изоляционные работы.

Фундамент под задвижку — монолитный железобетонный из бетона класса В15,F100,W6. Подготовка под фундамент — из монолитного бетона В7,5 толщиной 100 мм.

Для обслуживания задвижек предусмотрены площадки с лестницей из горячекатаных профилей. Для соблюдения техники безопасности при обслуживании в условиях низких температур настил площадки и ступени лестницы приняты из просечно-вытяжной стали. Лестница и стойки площадки обслуживания крепятся к сборным бетонным фундаментным блокам посредством болтов, замоноличенных в сверленые отверстия в бетонных блоках.

Для перехода через обвалование предусмотрены переходные мостики из горячекатаных профилей. Для соблюдения техники безопасности при обслуживании в условиях низких температур ступени лестницы приняты из просечно-вытяжной стали. Лестницы переходных мостиков крепятся к сборным бетонным фундаментным блокам посредством болтов, замоноличенных в сверленые отверстия в бетонных блоках.

Опалубка и арматура для бетонных и железобетонных конструкций должны изготавливаться на производственных базах в виде готовых щитов, коробов, элементов поддерживающих конструкций, сварных кранов и сеток и доставляться на строительную площадку.

Отклонение смонтированной задвижки от вертикали не должно превышать 4 0.

Все задвижки — электрифицированы и телемеханизированы. В процессе сборки и сварки узлов задвижки производители работ проводят операционный контроль.

Монтаж производится с помощью трубоукладчика. Строповку и подъем сборных элементов следует производить с помощью подъемных и захватных приспособлений.

Все конструкции, необходимые при монтажных работах, располагать в зоне работы трубоукладчика.

В процессе монтажа должна быть обеспечена устойчивость смонтированных элементов до сварки закладных частей.

Сварку узлов трубопроводов и неразрушающий контроль сварных стыков производить согласно РД-08.00-60.30.00-КТН-050-1-05 «Сварка при строительстве и капитальном ремонте магистральных нефтепроводов» и РД-08.00-60.30.00-КТН-046-1-05 «Неразрушающий контроль сварных соединений при строительстве и ремонте магистральных нефтепроводов».

В соответствии с РД-16.01-74.20.00-КТН-058-1-05 на высоких точках по рельефу местности предусматривается установка вантузов DN 200 для впуска и выпуска воздуха при гидравлическом испытании, при освобождении и заполнении трубопровода нефтью, а также исключения вакуумирования трубопровода В проекте приняты вантузы (20 штук) с номинальным давлением PN 10 МПа, с условным проходом патрубка DN200, которые изготавливаются в заводских условиях в соответствии с требованиями СТТ-23.040.00-КТН-285-06.

Вантузы состоят из следующих конструктивных элементов:

• вантузный тройник заводского изготовления с приваренным патрубком DN200 для установки герметизирующей пробки и вантузной запорной арматуры с фланцем;

герметизирующая пробка с уплотнительными кольцами;

• фланцевая заглушка с пробкой контрольного шарового крана;
• контрольный шаровый кран;
• комплект прокладок и крепежных деталей;

— вантузная запорная арматура (комплектуются вантузы, устанавливаемые в верхних точках и предназначенные для выпуска газовоздушной среды и впуска воздуха) с электроприводом во взрывозащищенном исполнении, выносным пультом дистанционного управления и заглушкой.

Колодец для размещения вантуза должен быть изготовлен в заводских условиях с контролем качества сварных швов и антикоррозионной изоляцией наружной и внутренней поверхности кроме мест под приварку при установке на трубопровод. Конструкция колодца должна соответствовать требованиям типового проекта на колодцы для вантузов (ОТТ-75.180.00-КТН-241-06, ОТТ-75.180.00-КТН-242-06), и требованиям СТТ-23.040.00-КТН-285-06.

Приемо-сдаточные испытания, входной контроль, техническое обслуживание, ремонт запорной арматуры выполняются в порядке, установленном в ОР-08.00-60.30.00-КТН-033-1-05, СТТ-23.060.30-КТН-351-06 .

Расстановка линейных сооружений по трассе, в том числе береговые узлы запорной арматуры, представлены на схеме расстановки линейных сооружений нефтепровода — Приложение А и в ведомости Приложение В.

4.1.3 Способы прокладки МН

— Способы прокладки нефтепровода и технические решения приняты в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*, РД-16.01-74.20.00-КТН-058-1-05 и СТТ-75.200.00-КТН-042-06.

Прокладка трубопровода принята подземным способом., Заглубление трубопровода до верха трубы принимается не менее 1 м.

• Минимально допустимый радиус упругого изгиба для труб диаметром 1220 мм составляет 1200 м, в соответствии с таблицей 9.2 РД-93.010.00-КТН-114-07. В проекте приняты расчетные радиусы упругого изгиба трубопровода диаметром 1220.

• Компенсация продольных перемещений, в местах примыкания трубопровода к узлам пуска и приема очистных устройств, производится за счет устройства подземных z-образных компенсаторов с применением отводов горячего гнутья R=5DN.

— Z-образный компенсатор не допускает передачи продольных перемещений от трубопровода на камеры запуска и приема очистных устройств за счет наличия «плеча» компенсатора, расположенного перпендикулярно к основной оси нефтепровода, на котором происходит «гашение» продольных перемещений за счет упругого изгиба самого «плеча», а также возникновения реакции грунта засыпки компенсатора.

— Длина участка трубопровода от z-образного компенсатора до камер запуска и приема очистных устройств (до 35-ти метров) не достаточна для возникновения значительных величин продольных перемещений или напряжений, передаваемых на камеры запуска и приема очистных устройств, в виду наличия на указанном участке отводов R=5DN, обеспечивающих переход нефтепровода от подземной прокладки к надземной.

— В соответствии с п.1.9 СТТ-75.200.00-КТН-042-06 проектом предусмотрено уплотнение грунта в пазухах траншеи слоями 0,2м трамбовочными машинами или средствами малой механизации. Степень уплотнения 0,85 от естественной плотности грунта.

• В местах, где геологический разрез представлен различными грунтами, величина откосов назначается по наиболее слабому грунту.

Следует отметить особенности прокладки проектируемого трубопровода в сложных условиях:

§ При прохождении по обводненным участкам болот и заболоченностей разработка траншеи предусматривается экскаватором со сланей. Ширина траншеи по дну принята в соответствии со СНиП III-42-80* п.3.2 — не менее 2,2 D при условии обеспечения расстояния между грузом и стенкой траншеи не менее 0,2 м;

§ При прокладке трубопровода в грунтах с включением гальки, щебня, дресвы предусмотрено устройство подсыпки и присыпки из привозного песчаного грунта фракции 2-4 мм. Подсыпка выполняется по подготовленному основанию толщиной слоя не менее 0,2 м над выступами неровностей дна траншеи, с уплотнением вибпроплитами или катками до степени уплотнения не менее 0,85. Подсыпка должна быть снивелирована по отметкам низа трубы и спланирована. Присыпка выполняется в два этапа:

• на высоту не менее 0,2 м над верхней образующей трубопровода с обязательной подбивкой пазух, толщина уплотняемых слоев не более 0,2 м, степень уплотнения не менее 0,85;

• затем грунтом из отвала (грунт засыпки до верха траншеи не должен содержать твердых включений размером более 300 мм).

4.1.4 Балластировка и закрепление трубопроводов

Необходимость балластировки трубопровода для обеспечения его устойчивого положения, а также конструкция балластировки определяется в зависимости от конкретных условий участка трассы трубопровода, характеристики грунтов, уровня грунтовых вод и схемы прокладки трубопровода с учетом требований по экономному расходованию строительных материалов и полным использованием прочностных характеристик грунта. Выбор типа пригрузов определяется в соответствии с требованиями РД-05.00-45.21.30-КТН-007-1-05 по конкретным условиям.

На переходах рек, где укладка трубопровода осуществляется с бровки траншеи, балластировка предусмотрена железобетонными утяжелителями охватывающего типа УБОм.

На участках прокладки трубопровода, где отмечено высокое стояние грунтовых вод, а также на заболоченных участках предусмотрена установка полимерконтейнерных балластирующих устройств (ПКБУ) с заполнением грунтом из отвала.

Для предохранения изоляционного покрытия трубопровода от механических повреждений в зонах соприкосновения нефтепровода с пригрузами используются защитные прокладки в виде защитных ковриков из синтетических материалов, скального листа в соответствии с требованиями РД-05.00-45.21.30-КТН-007-1-05.

На участках болот предусмотрена пригрузка контейнерными устройствами (КТ), заполненными минеральным грунтом.

Ведомость болот и обводненностей по трассе нефтепровода представлена в Приложении Е.

В соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*, при расчете балластировки на русловых участках вес засыпки трубопровода не учитывается. Расчет устойчивости положения трубопровода на обводненных участках выполнен с учетом грунта засыпки.

При производстве и приемке работ по балластировке и закреплению трубопровода необходимо осуществлять входной, операционный и приемочный контроль в соответствии с требованиями РД-05.00-45.21.30-КТН-007-1-05.

4.1.5 Переходы через естественные и искусственные препятствия

Переходы трубопровода под автомобильными дорогами запроектированы с учетом требований СНиП 2.05.06-85*, СНиП III-42-80*, РД-23.040.00-КТН-110-07, типового проекта ОТТ-75.200.00-КТН-348-06 и технических условий владельцев дорог.

На основании типового проекта предусмотрена подземная прокладка трубопровода открытым способом в кожухе на пересечении некатегорийных дорог и без кожуха на пересечении полевых и лесных дорог с устройством постоянных переездов. На время производства строительно-монтажных работ необходимо устройство объездных дорог.

При проектировании перехода с защитным кожухом через некатегорийные дороги открытым способом соблюдаются следующие условия:

• угол пересечения с дорогой от 60° до 90°;
• длина участка перехода и защитного кожуха определены, исходя из ширины земляного полотна, высоты насыпи и крутизны откосов;

• переход состоит из защитного кожуха, рабочего трубопровода (трубной плети), опорно-направляющих колец, герметизирующих манжет;

• предварительно испытанный рабочий трубопровод протаскивается в уложенный защитный кожух с использованием опорно-направляющих колец, установленных на рабочий трубопровод с шагом 3,5, обеспечивающих сохранность изоляционного покрытия в процессе протаскивания и дальнейшей эксплуатации;
• после укладки рабочего трубопровода, на концах кожуха предусматривается установка герметизирующих манжет для исключения заиливания межтрубного пространства.

прокладка кожуха предусматривается с уклоном не менее 0,002;

• концы кожуха выводятся от бровки земляного полотна на 5 м, но не менее 2 м от подошвы насыпи;
• строительство перехода осуществляется в границах землеотвода под нефтепровод;
• заглубление нефтепровода принимается от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного кожуха не менее 1,4 м, в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 0,4 м от дна кювета;

• защитный кожух, уложенный на дно траншеи засыпается в пределах насыпи дороги песчаным грунтом с послойным трамбованием. Толщина одного слоя засыпки составляет 0,3 м.

После окончания сварочных работ производится контроль сварных соединений кожуха 100% визуальным и измерительным методом и 100% радиографией в соответствии с требованиями п.13.2.3 РД-93.010.00-КТН-114-07.

Опорно-направляющие кольца служат для размещения внутри защитного кожуха трубной плети, защиты изоляционного покрытия трубной плети от механических повреждений при протаскивании через кожух, являются диэлектрическим изолятором между трубопроводом и кожухом.

Для предохранения изоляционного покрытия трубной плети от механических повреждений под опорно-направляющие кольца устанавливаются защитные прокладки.

Герметизирующие манжеты предназначены для герметизации пространства между защитным кожухом (футляром) и нефтепроводом, предохраняя межтрубное пространство от попадания влаги. Манжеты устанавливаются на обоих концах защитного кожуха.

Манжеты должны выдерживать механические нагрузки от воздействия грунта и подпора грунтовых вод. Кроме того, они должны противостоять осевым и радиальным перемещениям, возникающим от изменения давления и температуры трубопровода.

Согласно п.13.2.4 РД-93.010.00-КТН-114-07 после установки концевых манжет должна проверятся герметичность межтрубного пространства сжатым воздухом давлением 0,01 МПа в течение 6 часов. При этом потеря давления в результате изменения температуры воздуха не должна превышать 1%.

Для предохранения манжеты от воздействия грунта засыпки на нее по периметру надевают короб. Чтобы исключить заиливание манжеты короб оборачивается нетканым геотекстилем в два слоя.

Дорожные знаки устанавливаются по согласованию с владельцем автодороги и ГИБДД. Знак «Остановка запрещена» устанавливается с двух сторон дороги на расстоянии не менее 25 м от оси нефтепровода.

При проектировании перехода без защитного кожуха через полевые и лесные дороги соблюдены следующие условия:

• строительство перехода осуществляется в границах землеотвода под нефтепровод;
• заглубление нефтепровода принимается от верха дороги до верхней образующей трубопровода не менее 1,4 м, в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 1,0 м от дна кювета;

• трубопровод, уложенный на дно траншеи засыпается в пределах насыпи дороги песчаным грунтом с послойным трамбованием. Толщина одного слоя засыпки составляет 0,3 м;

— при пересечении полевых и лесных дорог в проекте предусматривается укладка над трубопроводом железобетонных дорожных плит типа ПДН по ТП серия 3.503.1-91 размером 6х2х0,14 м по песчано-гравийной подготовке толщиной слоя 0,20 м.

Переходы нефтепровода под категорийными автомобильными дорогами, запроектированы с учетом требований СНиП 2.05.06-85*, СНиП III-42-80*, РД-23.040.00-КТН-110-07, в соответствии с типовым проектом ОТТ-75.200.00-КТН-349-06 и техническими условиями владельцев дорог.

При проектировании переходов через автомобильные дороги соблюдаются следующие условия:

• переход предусмотрен в месте прохождения дороги в насыпи;
• угол пересечения с дорогой от 60° до 90°;
• длина участка перехода и защитного кожуха определена исходя из категорийности дороги, ширины земляного полотна, высоты насыпи и крутизны откосов насыпи;

• переход состоит из защитного кожуха, рабочего трубопровода (трубной плети), опорно-направляющих колец, герметизирующих манжет;

• предварительно испытанный рабочий трубопровод протаскивается в уложенный защитный кожух с использованием опорно-направляющих колец, установленных на рабочий трубопровод с шагом 3,5, обеспечивающих сохранность изоляционного покрытия в процессе протаскивания и дальнейшей эксплуатации;
• после укладки рабочего трубопровода, на концах кожуха предусматривается установка герметизирующих манжет для исключения заиливания межтрубного пространства;
• схема устройства защитного кожуха представлена на листе Г.0.0000.0002-И-ЦУП /ГТП-00.000-Л л.19;

прокладка кожуха предусматривается с уклоном не менее 0,002;

• строительство перехода осуществляется в границах землеотвода под нефтепровод.

Заглубление нефтепровода от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного кожуха предусмотрено не менее 1,4 м, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 0,4 м от дна кювета.

Защитный кожух выполняется из прямошовных стальных электросварных труб с заводским трехслойным покрытием из экструдированного полиэтилена тип 4 толщиной 3,5 мм (с повышенной морозостойкостью на участке с холодным климатом) по ОТТ-04.00-27.22.00-КТН-005-1-03 ().

Концы кожуха выводятся:

• на расстояние 25 м от бровки земляного полотна, но не менее 2 м от подошвы насыпи для автомобильных дорог I и II категории;

на 5 м от бровки земляного полотна, но не менее 2 м от подошвы насыпи для дорог ниже II категории.

Дорожные знаки устанавливаются по согласованию с владельцем автодороги и ГИБДД. Знак «Остановка запрещена» устанавливается с двух сторон дороги на расстоянии не менее 25 м от оси нефтепровода.

При прокладке защитного футляра под автомобильными дорогами необходимо контролировать глубину его заложения и положение в горизонтальной плоскости согласно п.8.22* СНиП III-42-80*.

Переходы нефтепровода под железными дорогами запроектированы с учетом требований СНиП 2.05.06-85*, СНиП III-42-80*, РД-23.040.00-КТН-110-07, в соответствии с типовым проектом ОТТ-75.200.00-КТН-350-06 и техническими условиями владельцев железных дорог.

При проектировании перехода нефтепровода под железной дорогой учитывались требования инструкции №ЦПИ-22 МПС и технических условий владельцев железных дорог.

При проектировании перехода через железную дорогу общей сети соблюдены следующие условия:

• переход предусмотрен в месте прохождения дороги в насыпи;
• угол пересечения с дорогой близок к 90°;
• длина участка перехода и защитного кожуха определены исходя из ширины земляного полотна, высоты насыпи и крутизны откосов;

• переход состоит из защитного кожуха, рабочего трубопровода (трубной плети), опорно-направляющих колец, герметизирующих манжет;

• предварительно испытанный рабочий трубопровод протаскивается в уложенный защитный кожух с использованием опорно-направляющих колец, установленных на рабочий трубопровод с шагом 3,5, обеспечивающих сохранность изоляционного покрытия в процессе протаскивания и дальнейшей эксплуатации;
• после укладки рабочего трубопровода, на концах кожуха предусматривается установка герметизирующих манжет для исключения заиливания межтрубного пространства;
• схема устройства защитного кожуха представлена на листе

прокладка кожуха предусматривается с уклоном не менее 0,002;

• строительство перехода осуществляется в границах землеотвода под нефтепровод;
• заглубление кожуха нефтепровода принимается — не менее 2 м от подошвы рельса до верхней образующей защитного кожуха при устройстве методом продавливания, и 3 м при горизонтальном бурении.

В выемках и на нулевых отметках верх кожуха заглубляется не менее 1,5 м ниже дна водоотводных сооружений (кювета, лотка, дренажа) или подошвы насыпи.

Концы кожуха выводятся на расстояние не менее чем 50 м от подошвы откоса насыпи и не менее 3 м от крайнего водоотводного сооружения земляного полотна.

Защитный кожух выполняется из прямошовных стальных электросварных труб с заводским трехслойным покрытием из экструдированного полиэтилена тип 4 толщиной 3,5 мм (с повышенной морозостойкостью на участке с холодным климатом) по ОТТ-04.00-27.22.00-КТН-005-1-03 (.

При прокладке защитного футляра под железной дорогой необходимо контролировать глубину его заложения и положение в горизонтальной плоскости согласно п. 8.22* СНиП III-42-80*.

Переход через железную дорогу закрытым способом представлен на чертеже.

Малые водные преграды шириной до 10м и глубиной до 1,5м сооружаются в составе линейной части и в отдельные подводные переходы не выделяются.

Учитывая параметры рек малых водотоков строительство подводных переходов предусматривается осуществлять траншейным способом без применения подводно-технических средств.

Прокладка трубопровода на подводных переходах производится с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Величина заглубления определяется с учетом перспективных данных по предельным деформациям на русловом и береговом участках на 0,5 м ниже предельного профиля размыва русла реки, но не менее 1,0 м от естественных отметок дна водоема.

Расстояние в свету между проектируемым трубопроводом и пересекаемыми подземными кабелями принимается в соответствии с РД-23.040.00-КТН-110-07:

• между нефтепроводами и силовыми кабелями напряжением до 35 кВ и кабелями связи — 0,5м;
• между силовыми кабелями напряжением 110-220 кВ и нефтепроводами — 1м.

Ø108 х5 по ГОСТ 10704-91.

При взаимном пересечении трубопроводов расстояние между ними в свету принимается не менее 0,6 м, а пересечение выполняется под углом не менее 60 °.

5. ОЧИСТКА И ИСПЫТАНИЯ

5.1 Испытание трубопровода (общее)

Гарантии надежной работы МН при эксплуатации — испытания на прочность и герметичность. Данные фактических гидравлических испытаний должны соответствовать условию:

, (5.1)

где — проектная величина максимально допустимого рабочего давления

• коэффициент испытания, характеризующий категорию участка трубопровода, для I — 1,25, для III — 1,1 от рабочего давления с учетом величины испытательного давления труб на заводе изготовителе.

Разрешенное давление для каждой секции труб по результатам фактических гидравлических испытаний на прочность рассчитывается по формуле

(452)

За разрешенное рабочее давление каждой секции трубопровода принимается наименьшая величина из несущей способности труб и разрешенных напоров по результатам фактического гидравлического испытания на прочность

Таблица 5.1. Испытательные давления

КатегорияСтальР завод, МПаРmin, МПаI17Г1С-У8,91,25*5,18=6,475III17Г1С-У7,91,1*5,18=5,69812ГСБ5,91,1*5,18=5,69812ГСБ6,51,1*5,18=5,698

Порядок проведения очистки, гидравлического испытания, внутритрубной диагностики и освобождения линейной части нефтепровода от опрессовочной воды после завершения строительно-монтажных работ устанавливается в соответствии Регламентом ОР-19.020.00-КТН-017-08.

Очистка, гидравлическое испытание, внутритрубная диагностика и освобождение линейной части нефтепровода от опрессовочной воды производиться в следующей последовательности:

• проверка состояния изоляции нефтепровода методом катодной поляризации на соответствие сопротивления проектным значениям;

гидроиспытания линейной части нефтепровода и подводных переходов;

• монтаж временных камер СОД для пропуска очистных устройств, профилемера и ультразвукового прибора WM;

очистка внутренней полости нефтепровода;

• проведение профилеметрии и диагностики ультразвуковым прибором WM;
• устранение дефектов, выявленных при катодной поляризации и диагностике;
• освобождение нефтепровода от воды.

Приведенная последовательность должна быть отражена в ППР и инструкции по испытаниям. Проверка состояния изоляции методом катодной поляризации выполняется Заказчиком с участием технадзора и подрядчика.

Очистку полости, проведение профилеметрии, испытание на прочность и проверку на герметичность, а также опорожнение трубопровода от опрессовочной воды следует осуществлять по специальной инструкции. Инструкция, отражающая местные условия производства работ, разрабатывается подрядчиком, согласовывается проектной организацией, техническими службами заказчика и техническим надзором.

5.2 Испытание на прочность и герметичность

Нефтепровод после завершения строительно-монтажных работ подвергается гидравлическому испытанию на прочность и проверке на герметичность согласно регламента ОР-19.020.00-КТН-017-08.

Параметры гидравлических испытаний участков нефтепровода: испытания на прочность проводятся в течение 24 часов, на герметичность — в течение времени, необходимого для осмотра трассы с целью выявления утечек, но не менее 12 часов.

Участки нефтепровода, содержащие трубы с различной толщиной стенки, испытываются в следующем порядке.

Участки нефтепровода I категории (переходы через железные, автомобильные дороги, ВЛ 500 кВ и более) испытываются на первом этапе до укладки и засыпки на давление Р зав. испытываемых труб. Продолжительность испытания- 24 часа. Для проверки на герметичность давление снижается до Р раб. и выдерживается в течение времени, необходимого для осмотра трассы, но не менее 12 часов.

При испытании на прочность давление в нижней точке участка должно достигать Рзав., принимаемого по техническим условиям на трубы. При этом давление в любой точке испытательного участка должно быть не менее 1,25 Рраб. для участковI, II категорий, не менее 1,5 Рраб. для участков категории «В» и не ниже несущей способности каждой трубы. Затем давление снижается до Рраб. и трубопровод выдерживается при Рраб. в течение времени необходимого для осмотра трассы, но не менее 12 часов.

Трубопроводы для подключения опрессовочных агрегатов подвергаются гидравлическому испытанию на давление 1,25 Рисп. в течение 6 часов.

Перед наполнением трубопровода водой на узлах отбора давления должна быть выполнена обвязка импульсными трубопроводами разделительных сосудов и установлены показывающие манометры и датчики давления. Запорная арматура отборов давления должна быть открыта. Испытательное давление импульсных трубопроводов и разделительных сосудов должно соответствовать испытательному давлению трубопровода.

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

3 Очистка полости, профилеметрия трубопровода, пропуск ультразвукового дефектоскопа WM, освобождение нефтепровода от воды

После гидроиспытаний, проверки состояния изоляционного покрытия и присоединения камер пуска — приема средств очистки и диагностики проводится очистка внутренней полости трубопровода.

Очистка внутренней полости нефтепровода, профилеметрия, пропуск ультразвукового дефектоскопа WM, освобождение нефтепровода от воды проводится согласно Регламента ОР-19.020.00-КТН-017-08.

Трубопроводы для подключения наполнительных агрегатов подвергаются гидравлическому испытанию на давление 1,25 Рраб. в течение 6 часов, где Рраб. — давление подачи воды для обеспечения движения очистных и диагностических устройств на испытываемом участке нефтепровода.

Для проведения очистки и профилеметрии предусмотрено использование временных камер пуска и приема СОД заводского изготовления по ОТТ-75.180.00-КТН-275-06.

Очистка полости трубопровода осуществляется последовательным пропуском скребков типа ПРВ-1 с расстоянием между ними 1 км. Количество скребков в зависимости от протяженности участка приведено в таблице 3.10.

Таблица 5.2..

Протяженность участка, кмдо 40 кмСвыше 40 до 55 кмСвыше 55 до 65 кмКоличество скребков234

Скорость движения скребков должна составлять не менее 0,72 км/ч (0,2 м/с).

Каждый скребок должен быть оборудован передатчиком для скребка. Перед каждым пуском очистного устройства в передатчике скребка должны быть установлены новые элементы питания (не бывшие в эксплуатации).

Запуск второго скребка следует осуществлять только после прохождения первым скребком контрольного пункта на 1-м километре трассы.

Очистка скребками считается выполненной при следующих условиях:

• все запасованные скребки пришли в камеру приема;
• последний скребок пришел без повреждений;
• скорость движения скребков составляла не менее 0,72 км/час (0,2 м/с);
• после скребков вода выходит без примеси (глины, песка, другого грунта);
• после очистки наличие электродов не более 1 шт. на 10 км;
• отсутствует 100%-й износ манжет и чистящих дисков скребков;
• проходное сечение нефтепровода составляет не менее 85% от DN.

Очистка считается не законченной, если не выполнено любое условие и должна выполняться повторно до получения положительных результатов по данным требованиям.

Подача воды в трубопровод для проведения очистки производится по временному водоводу через временную камеру запуска СОД.

Забор воды для промывки и проведения испытаний предусматривается осуществлять из рек, пересекающих трассу нефтепровода.

Водозабор из водотоков производится в соответствии с положениями, определенными в Водном Кодексе РФ. Технология водозабора в полной мере учитывает требования СНиП 2.06.07-87.

Точка водозабора также согласовывается Подрядчиком, выполняющим работы по строительству трубопровода. На основании положения «Водного Кодекса», использование водных объектов с применением технических средств и устройств осуществляется при наличии разового разрешения на водозабор

Водозабор с рыбозащитными сооружениями размещается с учетом экологического районирования водоема, в зонах пониженной плотности рыб. Не допускается его расположение в районах нерестилищ, зимовальных ям, на участках интенсивной миграции и большой концентрации личинок и молоди рыб, или в заповедных зонах.

Вода из реки подается при помощи специального оголовка с потокообразо-вателем РОП, оборудованного сеткой, размером ячеек 3,0х3,0 мм, перфорированной всасывающей трубой, водоподводящим трактом и водоприемной трубой.

В соответствии с требованиями Водного Кодекса, для учета забора воды из реки, обязательно использование водоизмерительного прибора.

Пропуск профилемера для контроля геометрических параметров трубопровода после завершения гидроиспытаний и строительно-монтажных работ производится после очистки участка нефтепровода, в порядке, установленном в регламенте ОР-19.020.00-КТН-017-08, в соответствии с которым, участок нефтепровода считается готовым к профилеметрии при выполнении следующих условий:

• проведено первичное обследование состояния изоляции участка методом катодной поляризации и оформлен «Акт оценки состояния покрытия» с участием Технадзора и Подрядчика;

проведено гидравлическое испытание трубопровода;

• очистка закончена и оформлен акт;
• оформлен акт готовности трубопровода к профилеметрии.

Требуемая скорость движения профилемера в трубопроводе составляет от 0,2 до 1 м/с, остановка и движение профилемера со скоростью меньше 0,2 м/с не допускаются.

Пропуск профилемера по трубопроводу контролируется на маркерных пунктах подвижными бригадами.

Маркерные пункты располагаются строго по оси трубопровода, при этом верхняя образующая трубопровода в месте установки маркера должна быть на глубине не более 2,0 м. Маркерный пункт фиксируется установкой столбика и располагается на удалении от мест, подверженных шуму, вибрации, и от высоковольтной линии электропередач.

Порядок проведения профилеметрии и обязанность всех служб, задействованных в организации данных работ, а именно заказчика, подрядчика, представителя технадзора и исполнителя профилеметрии должны соответствовать требованиям регламента.

Пропуск ультразвукового дефектоскопа WM производится по результатам пропуска профилемера.

Пропуск дефектоскопа WM запрещен при наличии сужений менее 85% от DN. Сужения с проходным сечением менее 85% устраняются подрядчиком заменой участка.

Перед пропуском дефектоскопа WM выполняется пропуск скребков типа ПРВ-1. Расстояние между скребками должно быть 1…1,5 км. Количество скребков в зависимости от протяженности участка приведено в таблице 4.3.

Таблица 5.3.

Протяженность участка, кмдо 40 кмСвыше 40 до 65 кмКоличество скребков12 На участках протяженностью менее 5 км пуск прибора WM производится после приемки и извлечения скребка ПРВ-1 из камеры приема СОД.

На участках протяженностью 5 км и более пуск дефектоскопа WM производится после пуска последнего скребка ПРВ-1. Расстояние между скребком и дефектоскопом WM должно быть 2…3 км.

По результатам пропуска профилемера и дефектоскопа WM необходимо вскрыть все выявленные дефекты и провести дополнительный дефектоскопический контроль (ДДК) дефектов. По результатам ДДК подрядчик выполняет устранение дефектов в соответствии с требованиями ОР-19.020.00-КТН-017-08.

После завершения испытаний, очистки, проведения профилеметрии и диагностики ультразвуковым прибором WM из трубопроводов должна быть удалена вода. Освобождение производит Подрядчик.

Протяженность участка трубопровода при опорожнении от воды составляет не более 65 км.

Вытеснение опрессовочной воды производится сжатым воздухом в два этапа со скоростью движения поршней не менее 1,5 км/час:

• первый этап — предварительное удаление основного объема воды двумя поршнями разделителями ПРВ1;
• второй этап — пропуск 1-ого контрольного поршня разделителя ПРВ1.

Выпуск воды производится в подготовленный амбар-отстойник. По внутренней поверхности амбара предусмотрено устройство экрана из полиэтиленовой пленки, толщиной не менее 0,5 мм.

Сброс воды на рельеф местности или в ближайший водоем осуществляется после очистки и проведения лабораторных анализов проб воды.

Результаты опорожнения считаются положительными, если контрольный поршень-разделитель ПРВ1 пришел не разрушенным, без повреждения манжет и впереди него не наблюдается выход воды из трубопровода.

После опорожнения участка трубопровода проводится демонтаж узлов и оборудования, используемых при очистке полости, гидравлических испытаниях и опорожнении.

5.4 Испытание и диагностика трубопровода на участке подводного перехода

Испытание трубопровода на участке подводного перехода выполняется в соответствии c регламентом ОР-19.020.00-КТН-017-08 в три этапа.

• на Рраб. в течение времени, необходимого для осмотра плети трубы, но не менее 12 часов.

Второй этап — после укладки на проектные отметки руслового и присоединенных береговых участков до их засыпки, в том числе до засыпки руслового участка при траншейном способе строительства, на Рзав. в нижней точке и не менее 1,5 Рраб. в верхней точке в течение 12 часов и проверка на герметичность — на Рраб. в течение времени, необходимого для осмотра плети трубы, но не менее 12 часов, в границах всего участка подводного перехода категории «В».

Третий этап — после засыпки, совместно с прилегающими участками I-II категорий представлен в вышеприведенном разделе пояснительной записки.

Пропуск профилемера по подводному переходу проводится после протаскивания (укладки) русловой части, засыпки и присоединения пойменных участков.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/kursovaya/magistralnaya-nefteprovod-ton/

СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы, СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы

. Центробежные нефтяные насосы для магистральных трубопроводов. Каталог. — М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1981. — 18 с.

— П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов. — Уфа: ООО «Дизайн-ПолиграфСервис», 2002. — 658 с.

— Транспорт и хранение нефти и газа в примерах и задачах: Учебное пособие. /Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. — СПб.: Недра, 2004. — 544 с.

— ВНТП 2-86. Ведомственные нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов. М.: Миннфтепром. — 1986. — 110с.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение А

Таблица А.1 — Технические характеристики насосов

Марка насосаПодача Q, м3/чНапор H, мДопускаемый кавитационный запас ?hД, мЧастота вращения, (об/мин)Тип электродвигателяМощность электродвигателя, кВтМасса агрегата, кгНМ 7000-2107000210523000СТДП4000-2УХЛ4400019770СТДП5000-2УХЛ4500021490СТДП6300-2УХЛ4630028120НМ 10000-2101000210653000СТДП5000-2УХЛ4500025620СТДП6300-2БУХЛ4630033640СТДП8000-2БУХЛ4500033290

Марка насосаРоторДиаметр рабочего колеса D2, ммКоэффициенты H(Q) характеристики насосаКоэффициенты ?(Q) НМ 7000-2101,25×QН490a=323,3 b=1,4795×10-6k1= 2,2780·10-2 k2= -1,6573·10-6 k3= 2,2608·10-11НМ 10000-2101,0×QН505/495a=293,7 b=8,7817×10-7k1= 2,2121·10-2 k2= -1,8647·10-6 k3= 5,2552·10-11485/475a=280,1 b=8,7549×10-7470/460a=264,5 b=8,6302×10-71,25×QН530a=364,5 b=9,4947×10-7k1= 1,9670·10-2 k2= -1,3109·10-6 k3= 2,3467·10-11520a=358,5 b=9,6470×10-7515a=345,1 b=9,9839×10-7

ПоказательНПВ 5000-120Подача Q, м3/ч5000Напор H, м120Допускаемый кавитационный запас ?hД, м5,0Частота вращения, (об/мин)1500Тип электродвигателяВАОВ800L-4У1Мощность электродвигателя, кВт800Масса агрегата, кг30300

Марка насосаДиаметр рабочего колеса D 2, ммКоэффициенты H(Q) характеристики насосаКоэффициенты ?(Q) характеристики насосаНПВ 5000-120645a= 151,8 b= 1,2760×10-6k1= 4,1321·10-2 k2= -5,8701·10-6 k3= 1,9961·10-10613a= 137,7 b= 1,2839×10-6580a= 123,1 b= 1,2315×10-6