Основные рабочие показатели трубопроводов
НЕФТЕПРОВОДЫ И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДЫ
Одна из важнейших характеристик нефтепровода - его пропускная способность, характеризуемая количеством нефти, перекачиваемой в год при заданных диаметрах, рабочем давлении на выходе из НС, прочности труб, температуре продукта и некоторых других показателях. В табл. 3 приведены значения пропускной способности трубопроводов (ориентировочные).
Диаметр трубопровода, приведенный в табл. 3, может быть и не самым выгодным, так как, изменяя расстановку НС, можно обеспечить перекачку необходимого количества нефти или нефтепродуктов по трубам меньшего или большего диаметра по сравнению с указанными в таблице. Наилучшее значение диаметра можно найти оптимизацией нефтепровода по затратам, изменяя рабочее давление р, расстановку НС , используя различные конструктивные схемы прокладки линейной части трубопровода и чередование их по длине трубопровода.
Среднюю скорость движения жидкости υср можно принимать по табл. 3.
Таблица 3 - Пропускная способность Q трубопроводов
| Нефтепроводы | Нефтепродуктопроводы | ||||
| Dн, мм | р, МПа | Q, млн т/год | Dн, мм | р, МПа | Q, млн т/год |
| 5,4-6,5 | 6-8 | 9-10 | 0,7-0,9 | ||
| 5,2-6,2 | 10-12 | 7,5-8,5 | 1,3-1,6 | ||
| 5,0-6,0 | 14-18 | 6,7-7,5 | 1,8-2,3 | ||
| 4,8-5,8 | 22-26 | 5,5-6,5 | 2,5-3,2 | ||
| 4,6-5,6 | 32-36 | 5,5-6,5 | 3,5^1,8 | ||
| 4,6-5,6 | 42-50 | 5,5-6,5 | 6,5-8,5 | ||
| 4,4-5,4 | 70-78 | 5,5-6,5 | 15-20 | ||
| Примечание: Dн - наружный диаметр; р - внутреннее давление. |
Таблица 4 - Скорость υср движения нефти и нефтепродуктов в магистральных трубопроводах
| Dн, мм | υср, м/с | Dн, мм | υср, м/с |
| 219-273 | 1,0 | 1,6 | |
| 325-377 | 1,1 | 1,9 | |
| 1,2 | 2,1 | ||
| 1,3 | 2,3 | ||
| 1,4 | 2,7 |
Таблица 5 – Удельные металловложения
| Dн, мм | Металловложения, т/км | Dн, мм | Металловложения, т/км |
| 37-50 | 123-140 | ||
| 52-62 | 140-175 | ||
| 64-95 | 187-250 | ||
| 84-100 | 293-320 | ||
| 102-120 | 425-450 | ||
| 108-140 | 580-650 |
Металловложения являются очень важным показателем трубопровода. Уменьшению их удельной величины (т/км) придается большое значение. Металловложения зависят от диаметра и толщины стенки труб. В табл. 5 приведены ориентировочные значения удельных металловложений, полученные на основе анализа ранее построенных трубопроводов (при определенной толщине стенки труб).
Точные значения металловложений могут быть определены только после выполнения гидравлического расчета и определения фактической толщины стенки труб для различных участков трубопровода (в зависимости от принятой для каждого участка средней толщины стенки труб).
ГАЗОПРОВОДЫ
Пропускная способность газопровода (одного и того же диаметра) зависит в основном от расстояния между КС, давления газа на выходе из КС и в конце участка, а также температуры газа.
Ориентировочно пропускную способность газопроводов можно определить по данным табл. 6. Как видно из таблицы, средняя пропускная способность в зависимости от давления газа на выходе его из КС (начало линейного участка между двумя КС) и входе в следующую КС (конец линейного участка) может изменяться более чем в 2 раза.
Таблица 6 – Средняя пропускная способность газопровода Qср, млн т/год
| Dн, мм | р, МПа | При расстоянии L между КС,км | |||||||
| При температуре транспортируемого газа tср, °С | |||||||||
| +40 | -30 | +40 | -30 | +40 | -30 | +40 | -30 | ||
| 5,5 | 35,6 | 42,3 | 27,0 | 33,8 | 24,0 | 30,0 | 22,0 | 27,4 | |
| 7,5 | 47,0 | 57,5 | 37,5 | 45,8 | 33,4 | 41,0 | 30,0 | 37,5 | |
| 64,5 | 90,0 | 51,0 | 70,0 | 45,5 | 60,0 | 41,0 | 55,0 | ||
| 5,5 | 23,8 | 29,5 | 19,0 | 23,4 | 16,9 | 20,8 | 15,3 | 19,2 | |
| 7,5 | 33,5 | 45,0 | 26,0 | 23,4 | 32,0 | 21,5 | 29,3 | ||
| 45,0 | 69,0 | 36,0 | 32,0 | 49,0 | 29,2 | 44,5 | |||
| 5,5 | 14,5 | 18,2 | 11,5 | 14,6 | 10,3 | 13,0 | 9,5 | 11,7 | |
| 7,5 | 20,2 | 28,0 | 16,2 | 21,8 | 14,4 | 20,0 | 13,1 | 18,0 | |
| 27,8 | 42,7 | 21,8 | 33,8 | 19,8 | 30,0 | 17,8 | 27,5 | ||
| 5,5 | 5,85 | 7,4 | 4,6 | 5,8 | 4,1 | 5,2 | 3,76 | 4,72 | |
| 7,5 | 8,1 | 11,2 | 6,4 | 8,9 | 5,7 | 7,9 | 5,2 | 7,2 | |
| 11,0 | 17,0 | 8,75 | 13,5 | 7,7 | 12,0 | 7,2 | 11,0 |
Поэтому при проектировании и строительстве газопроводов наблюдается тенденция к увеличению рабочего давления газа в начале линейных участков. Длительное время давление принималось от 5,5 МПа. В настоящее время имеются примеры проектирования и строительства трубопроводов на давление 12 МПа и более. Несущая способность труб недостаточна для обеспечения надежной эксплуатации газопроводов с внутренним давлением газа 10 МПа и более. Увеличение толщины стенки без принципиального изменения конструкций труб не дает сколько-нибудь заметного повышения надежности. Высокие давления требуют и нового технологического оборудования.
Очень много строительных и эксплуатационных проблем возникает из-за температурного режима газопроводов, и не только по обеспечению прочности и устойчивости собственно трубопровода, но и по уменьшению вредного воздействия на окружающую среду. На выходе из КС температура может достигать 60°С; она постепенно уменьшается на протяжении десятков километров (рис. 13) и может достичь в пределе температуры окружающего трубу грунта.
 Рисунок 13 - График изменения температуры по длине газопровода |
Столь высокая температура растепляет вечную мерзлоту, что создает значительные трудности при строительстве газопроводов в таких грунтах.
Пропускная способность газопроводов, как это видно из табл. 6, при понижении температуры газа существенно увеличивается. При этом улучшаются условия стабилизации положения труб в грунте. Понижение температуры газа до -3°С не требует (в целях обеспечения несущей способности газопроводов) изменения конструкции и материала труб. При более глубоком охлаждении (до -30°С и более) необходимо существенное изменение как конструкции труб, так и их материала (марок сталей).
РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ