Технология ремонта участка "Терновка-Красноармейская" магистрального трубопровода "Куйбышев-Лисичанск" с заменой коррозионных секций

Перед началом работ по вырезке дефектов ПОР, необходимо отключить станции катодной защиты МН «Дружба-1» 1020 мм на расстоянии не менее 10 км в обе стороны от места производства работ.

За сутки до производства основных работ выполняется трубопроводная обвязка трех агрегатов ПНУ на 538 км, двух - на 535 км, одного - на 533 км с подпорным насосом и линиями откачки-закачки. Проводятся гидравлические испытания линий закачки (от ПНУ до вантуза закачки) давлением 6,3 МПа. Проводятся гидравлические испытания линий откачки (от вантуза откачки до приема ПНУ) давлением 2,5 МПа - максимально возможное давление на месте откачки после остановки нефтепровода. Проверяется заземление основных и подпорных насосов.

Подготавливается необходимая аппаратура для производства дефектоскопического контроля сварных швов в период основных работ.

3.2.2 Основные работы

Останавливается перекачка нефти на участке «Клин - Никольское» магистрального нефтепровода «Дружба-1» 1020 мм. Производится отсечение участка путем закрытия задвижек №177 (517 км) №179 (525 км), №181 (545 км), №183, №185, №187 (567 км НПС «Соседка).

После закрытия задвижек отключаются автоматические выключатели питания электроприводов и автомат цепей управления. На отключенных концах силовых цепей проверяется отсутствие напряжения. Отключаются концы питающих кабелей электроприводов на магнитных пускателях, с созданием видимого разрыва. Отключенные концы закоротить и заземляются, вывешиваются плакаты «Заземлено», «НЕ ВКЛЮЧАТЬ, РАБОТАЮТ ЛЮДИ!».

Производится откачка нефти из отключенного участка в параллельный нефтепровод «Дружба-2». Используются вантуза - 533 км (1 шт.), 535 км (2 шт.), 538 км (3 шт.) Ду 150, Ру 63 - 6 шт. для откачки нефти; 563 км, 565 км, 568 км - Ду 150, Ру 63 для закачки нефти - 3 шт.

В местах вырезки катушек устанавливаются шунтирующие перемычки из медного многожильного кабеля с сечением 16 мм² (или из стального прутка с сечением не менее 25 мм²) одним из следующих способов:

- гибкими стальными лентами, навитыми с натяжкой на очищенную до металлического блеска поверхность трубы;

- стальными болтами с резьбой М12-М16, ввинчиваемыми в глухие отверстия, с оставленной толщиной стенки трубы не менее 3 мм;

- сваркой соединительных наконечников с телом трубопровода.

Осуществляется вырезка «коррозионной секции» №512276 на 533 км; №512803 на 535 км; №513203, №200778 на 538 км труборезными машинками МРТ (ФАЙН), а затем и демонтаж автокраном (трубоукладчиком) вырезанных «секций» с дефектами ПОР.

Через открытые торцы труб внутреннюю поверхность трубопровода зачищают от парафиновых отложений и грязи на длину не менее двух диаметров плюс один метр. Далее производится установка тампонов герметизаторов (расстояние от торца трубы до герметизаторов должно быть не менее 1000 мм). Перед установкой в трубопровод герметизатор «КАЙМАН 1000» оснащается трансмиттером.

На герметизаторы ГРК-1000 и «КАЙМАН-1000» монтируются устройства контроля и регулирования давления (УКРДВ).

Организуется контроль за состоянием воздушной среды через отверстия диаметром 8…12 мм, просверленные в верхней образующей трубы на расстоянии 100…150 мм от тампона у каждого стыка.

Перед сваркой производится размагничивание стыкуемых торцов труб.

На котлованах стыкуются, подгоняются и свариваются новые секции.

Далее происходит стыковка, подгонка и сварка замыкающих «катушек» 1020 мм.

Сварные швы подлежат дефектоскопии радиографическим и ультразвуковым методами.

Технологические отверстия завариваются. Проводится дефектоскопический контроль сварных швов чопиков.

Производится изоляция вновь врезанных «секций» и «катушек» и засыпка отремонтированного участка с предварительной подбивкой и послойным уплотнением грунта до боковой образующей трубопровода.

Работы по подготовке поверхности и нанесению защитного покрытия должны осуществляться в соответствии с требованиями СНиП III-42-80*, инструкций на используемые изоляционные материалы.

Восстановление изоляции для участка трубопровода выполняется с использованием конструкции №18 защитного покрытия в соответствии с ОТТ-04.00-4521.30-КТН-004-1-02 «Перечень конструкций комбинированных покрытий на основе битумно-полимерных мастик и битумно-полимерных лент, применяемых в системе ОАО АК «Транснефть» в составе:

- грунтовка битумно-полимерная - 1 слой;

- лента полимерно-битумная липкая - 2 слоя;

- обертка защитная полимерная - 1 слой.

Технологическая последовательность выполнения работ:

провести входной контроль изоляционных материалов;

подготовить поверхности трубы - очистка от остатков старой изоляции, ржавчины (степень очистки 3.0 по ИСО 8501-1Р или 3 по ГОСТ 9.402-80*). Поверхность, подлежащая противокоррозионной защите, очищается от рыхлых и легко отслаивающихся продуктов коррозии, старого ленточного покрытия, обрастаний и других видов загрязнений на участке трубопровода, соответствующем по размерам, устанавливаемой ремонтной конструкции и ее элементам плюс 150-200 мм в каждую сторону;

подготовить изоляционные материалы - смешивание компонентов на дневной поверхности (согласно требованиям технических условий и инструкций по использованию данных материалов), расфасовка в полиэтиленовые пакеты или тубы для дозированной подачи материала на поверхность трубопровода;

нанести изоляционное покрытие согласно требованиям технических условий и инструкций по использованию данных изоляционных материалов;

подготовить компоненты защитного слоя на дневной поверхности;

нанести защитный слой на трубопровод, согласно требованиям технических условий и инструкций по использованию данных изоляционных материалов;

провести контроль качества нанесения изоляционного покрытия - сплошность покрытия, толщина, адгезия, равномерность нанесения по длине и периметру изолируемых участков.

В соответствии с ОР-13.01-45.21.30-КТН-004-2-02 «Регламент по вырезке и врезке «катушек», соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков магистральных нефтепроводов» и ГОСТ Р51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные» Общие требования к защите от коррозии, необходимо контролировать в процессе работ:

1) Адгезию в нахлесте (ленты к ленте и обертки к ленте) проверяют адгезиметром типа АР-1, адгезия для данного типа покрытия должна составлять 7 и 5 Н/см соответственно при температуре 20 С.

2) Адгезию к стали проверяют адгезиметром типа АР-1, адгезия для данного типа покрытия должна составлять 0,1 Н/см при температуре 20 С.

3) Диэлектрическую сплошность покрытия проверяют искровым дефектоскопом типа «Крона», величина сплошности должна быть не хуже 5 кВ/мм.

4) Толщину изоляционного покрытия проверяют при помощи магнитных толщинометров МТ-10НЦ, МТ-50НЦ, вихретоковых толщиномеров ИТД-10П, ИТД-11П.

Толщина изоляционного покрытия данного типа должна составлять не менее 3 мм при температуре 40 С.

Показатели качества покрытия и технология контроля должны соответствовать нормам, приведенным в нормативной документации на используемые материалы.

Контроль качества ремонтных работ включает в себя:

-производственный контроль - выполняется Подрядчиком;

-технический надзор - выполняется специализированной организацией технического надзора за качеством строительства на объектах магистральных трубопроводов, действующим на основании соответствующих лицензий.

Производственный контроль качества ремонтных работ включает:

-входной контроль рабочей документации, конструкций, изделий, материалов и оборудования;

-операционный контроль - контролю подлежит качество выполнения всех видов ремонтных работ;

-приемочный контроль.

При входном контроле проверять соответствие используемых материалов стандартам, наличие сертификатов.

При операционном контроле проверять:

- соблюдение последовательности выполнения строительных процессов;

- соответствие выполняемых работ рабочим чертежам и стандартам;

- соблюдение заданных технологий ремонтных операций.

Приемочному контролю подвергаются скрытые работы, законченный ремонт объекта в целом.

Контроль за соблюдением проектных решений и качеством производства работ должен осуществляется в соответствии с «Регламентом авторского и технического надзора за строительством, техническим перевооружением и реконструкцией объектов ОАО МН».

Результаты всех видов контроля должны фиксироваться в исполнительной документации: специальных журналах, актах и заключениях.

При производстве земляных работ контролировать на соответствие проекту отметок профиля котлована и отметок поверхности засыпки, крутизну откосов во избежание обвалов.

Оформление исполнительной документации и контроль качества работ производить в соответствии с ВСН 012-88 часть 2. Контроль качества сварных соединений производить согласно СНиП III-42-80*, РД-08.00-74.30.10-КТН-001-1-03, РД 153-39.4-086-01, РД 03_606_03.

Состав и технические характеристики оборудования и приборов, используемых при выполнении контроля основных операций должны отвечать требованиям п.7.3 РД 153-39.4-117-02

3.2.3 Пуск и вывод участка на установленный режим

По завершении ремонтных работ при заполнении нефтепровода нефтью следует организовать контроль за движением герметизирующих устройств по трубопроводу до момента их поступления в камеру приема СОД.

Для контроля прохождения герметизаторов по нефтепроводу определяются контрольные пункты, по которым определяется время их прохождения и фактическая скорость их движения по нефтепроводу.

Во время заполнения нефтепровода, не позднее, чем за 2 часа до расчетного времени подхода герметизаторов, отключаются от основного нефтепровода лупинги, перемычки между параллельными нефтепроводами.

Остановка НПС и подготовка камеры к приему и пропуску герметизаторов производится за 2 ч до расчетного времени подхода герметизаторов к НПС. Подготовка НПС к работе или восстановление рабочей схемы КП СОД НПС выполняется через 1 ч после прохождения герметизаторами последней задвижки КП СОД. Технологические переключения осуществляет оператор НПС по указанию диспетчера РНУ (УМН).

Принятые в камеру приема СОД герметизаторы извлекаются в установленном требованиями РД 153-39.4-035-99 порядке.

Количество извлеченных из камеры приема СОД герметизаторов должно соответствовать количеству пропущенных и принятых устройств. Необходимо проверять исправность (“Кайман”) и комплектность элементов или деталей (ПЗУ).

По результатам проверки составляются акты приема герметизаторов с указанием:

- количества принятых “Кайман” и их заводских номеров;

- расстояний, величины “пробега” (от места закладки до КП СОД) каждого “Каймана” по отдельности;

- обнаруженных внешних дефектов каждого устройства “Кайман”;

- предложений о дальнейшей эксплуатации герметизаторов “Кайман”;

- количества принятых устройств или элементов, количества отсутствующих деталей или частей ПЗУ.

Составленные акты являются основанием для учета общего “пробега” и основанием повторного применения, ремонта или списания герметизаторов типа “Кайман”.

Перед началом работ по заполнению камера приема СОД на 735 км (ЛПДС «Никольское») подготавливается к приему (согласно инструкции по пропуску СОД) четырех герметизаторов ГРК-1000 и двух герметизаторов «Кайман»:

- открываются задвижки №№ 1,4;

- задвижки №№ 2, 3, 4а, 8, 71 закрываются.

После получения разрешения на заполнение МН «Дружба» на участке «Клин-Никольское» выполняются следующие мероприятия:

- открываются задвижки №179 на 524 км, №181 на 544 км и выпускается воздух на вантузе (540 км);

- заполняется нефтью участок с 530-540 км контролем выхода ГВС на вантузе (540 км).

- закрывается вантуз на 540 км.

Для заполнения участка «Клин-Никольское» включается в работу ПНА № 3,4 и МА №4 ЛПДС «Клин».

По окончанию заполнения участков, диспетчера РДП осуществляют расчет и контроль движения герметизаторов.

Работы по заполнению нефтепровода «Дружба-1» производятся по разрешению диспетчера РДП, при устойчивой радиосвязи с докладом о времени начала и окончания работ.

4. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

4.1 Расчет труб на прочность

4.1.1 Расчетные характеристики материалов

Расчет трубопровода на прочность и устойчивость выполняем согласно СНиП 2.05.06-85*.

Принимаем механические характеристики стали 17Г1C (ТУ 14-3-721-78) труб Волжского трубопрокатного завода:

предел прочности у_в = 520 МПа;

предел текучести у_т = 360 МПа.

Нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений и принимаем равными соответственно минимальным значениям временного сопротивления и предела текучести, указанных в государственных стандартах и технических условиях на трубы.

Расчетные сопротивления растяжению (сжатию) R₁ и R₂ определим по формулам:

, (4.1)

,

, (4.2)

МПа,

где m - коэффициент условий работы трубопровода (принимаемый из табл. 1 пункта 2.3 СНиП2.05.06-85*), m = 0,9;

k₁, k₂ - коэффициенты надежности по материалу (принимаемые соответственно из табл. 9 и 10 пункта 8.3 СНиП2.05.06-85*), k₁ = 1,47, k₂ = 1,15;

k_н - коэффициент надежности по назначению трубопровода (принимаемый из табл. 11 пункта 8.3 СНиП2.05.06-85*), k_н = 1.

4.1.2 Определение толщины стенки

Расчетную толщину стенки, исходя из значения проектного давления в трубопроводе (Р = 5,69 МПа), определим по формуле:

, (4.3)

мм,

где n_р - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему давлению в трубопроводе (принимаемый из таблицы 13 пункта 8.22 СНиП2.05.06-85* для нефтепроводов диаметром 700-1200 мм при работе промежуточных НПС без подключения ёмкостей), n_р= 1,15.

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляем до большего значения, подтверждаемого последующими проверочными расчётами. Таким образом, толщина стенки труб из стали 17Г1C ТУ 14-3-721-78 составляет _н = 11 мм.

4.1.3 Проверка прочности с учетом максимального температурного перепада

Абсолютное значение максимального положительного t₍₊₎ или отрицательного t_(-) температурного перепада, при котором толщина стенки определяется только из условия восприятия внутреннего давления, определяются для рассматриваемого частного случая соответственно по формулам:

, (4.4)

,

, (4.5)

,

где б_t - коэффициент температурного расширения, для стали принимается равным б_t = 0,000012 град^-1;

Е - модуль упругости, для стали принимается равным Е = 206000 МПа;

м - коэффициент Пуассона, для сталей принимается равным м =0,5.

Для дальнейших расчетов принимаем Дt_(-) как наибольшее значение по абсолютной величине.

Продольные осевые напряжения _пр.N определяются от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла. В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта продольные осевые напряжения определяются по формуле:

, (4.6)



где ₁ - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяемый по формуле:

, (4.7)

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия:

, (4.8)

мм.

Увеличение толщины стенки при наличии продольных осевых сжимающих напряжений по сравнению с величиной, полученной в пункте 4.1.2, должно быть обосновано технико-экономическим расчетом, учитывающим конструктивные решения и температуру транспортируемого продукта.

4.1.4 Расчет толщины стенки с учетом температуры транспортируемого продукта

Проверяем продольные осевые напряжения у_прN, которые возникают в материале стенки от действия температуры и давления:

, (4.9)

где Дt - расчетный температурный перепад, определяется для холодного и теплого времени года;

D_вн - внутренний диаметр нефтепровода с учетом толщины стенки, полученной в пункте 4.1.2, D_вн = 1020 - 2·11 = 998 мм.

Нормативные значения изменений средних температур по сечению элемента соответственно в теплое t_w и холодное t_c время года:

, (4.10)

С,

, (4.11)

С.

где t_w, t_c - средние суточные температуры наружного воздуха соответственно в теплое и холодное время года (п. 8.4 СНиП 2.01.07-85);

t_0w, t_0c - начальные температуры в теплое и холодное время года, принимаемые в соответствии с п. 8.6 СНиП 2.01.07-85.

Средние суточные температуры наружного воздуха в теплое t_ew и холодное t_ec время года:

, (4.12)

С,

, (4.13)

С,

где t_I, t_VII - многолетние средние месячные температуры воздуха в январе и июле, принимаемые соответственно по картам 5 и 6 обязательного приложения 5 СНиП 2.01.07-85;

_I, _VII - отклонения средних суточных температур от средних месячных (принимаются по карте 7 обязательного приложения 5 СНиП 2.01.07-85).

Начальная температура, соответствующая замыканию конструкции или ее части в законченную систему в теплое t_0w и холодное t_0c время года:

, (4.14)

С,

, (4.15)

С.

Для расчета у_прN учитывается Дt > 0, т.к. в противном случае у_прN будет заведомо больше.

Т.к. у_прN < 0, значит в трубопроводе действуют осевые сжимающие напряжения и металл находится в двухосном напряженном состоянии (кольцевые и продольные напряжения).

Определяем коэффициент ш₁:

мм.

Итак, 14,1 мм > 11 мм > 10,3 мм.

Данные расчета показали, что толщина стенки равная 11 мм по своим параметрам подходит для эксплуатации трубопровода в данных условиях и занимает промежуточное значение между толщиной стенки, рассчитанной исходя из максимального значения температурного перепада (исходя из условий формулы 12 СНиП2.05.06-85*) и, рассчитанной исходя из реального максимального значения температурного перепада.

Проверку на прочность подземного трубопровода в продольном направлении произведем из условия:

, (4.16)

где _пр.N - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа, определяемое согласно п. 8.25 СНиП2.05.06-85*;

₂ - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (_пр.N 0), принимаемый равным единице, при сжимающих (_пр.N < 0), определяемый по формуле:

, (4.17)

где _кц - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле:

, (4.18)

МПа,

где _н - номинальная толщина стенки трубы, м.

Итак,

Условие (4.16) выполняется.

4.1.5 Проверка прочности с учетом пластических деформаций при подземной прокладке

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов проверку необходимо производить по условиям:

, (4.19)

, (4.20)

где - максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий;

₃ - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях принимаемый равным единице, при сжимающих - определяемый по формуле:

 (4.21)

Кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки - рабочего давления:

, (4.22)

МПа.

Максимальные суммарные продольные напряжения , МПа, определяются от всех (с учетом их сочетания) нормативных нагрузок и воздействий с учетом поперечных и продольных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики. В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений трубопровода, просадок и пучения грунта максимальные суммарные продольные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий - внутреннего давления, температурного перепада и упругого изгиба , МПа, определяются по формуле:

, (4.23)

где - минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода (м), определяемый из формулы:

(4.24)

м.

Итак,

Условия (4.19), (4.20) выполняются.

Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы произведем из условия:

, (4.25)

где S - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, Н, определяемое согласно п. 8.29 СНиП2.05.06-85*.

N_кр - продольное критическое усилие, Н, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода.

Эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода S определяем от расчетных нагрузок и воздействий с учетом продольных и поперечных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики.

В частности, для прямолинейных участков трубопроводов и участков, выполненных упругим изгибом, при отсутствии компенсации продольных перемещений, просадок и пучения грунта фактическое эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода S, определяется по формуле:

, (4.26)

где F - площадь поперечного сечения трубы, м².

Если оболочка подвержена осевому равномерному сжатию, то при незащемленных контурах критическая сила:

, (4.27)

МН.

Итак,

Условие (4.25) выполняется.

Находим площадь поперечного сечения металла трубы и осевой момент инерции:

, (4.28)

,

, (4.29)

.

Нагрузка от собственного веса металла трубы:

, (4.30)

Н/м,

где n_св - коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса при расчете на продольную устойчивость положения равный 0,95;

г_м - удельный вес металла, из которого изготовлены трубы, для стали 78500 Н/м³.

Нагрузку от веса изоляции принимаем равной 10% от собственного веса металла трубы, q_И = 259,9 Н/м.

Нагрузка от веса нефти, находящейся в трубопроводе единичной длины вычислим по формуле:

, (4.31)

Н/м.

То есть нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемой нефтью:

, (4.32)

Н/м.

Среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом:

(4.33)

где n_гр - коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, принимаемый равным 0,8;

г_гр - удельный вес грунта, принят для глинистого грунта равным 15,3 кН/м²;

h₀ - высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до поверхности грунта не менее 1,0.

Сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины:

(4.34)

где С_гр - коэффициент сцепления грунта, для глинистого грунта принимается С_гр=20000 кПа.

Сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины:

, (4.35)

Продольное критическое усилие для прямолинейных участков в случае пластической связи трубы с грунтом:

, (4.36)

Следовательно:

0,9?21,38?10⁶ = 19,24?10⁶ Н,

Условие (4.25) выполняется.

Продольное критическое усилие для прямолинейных участков в случае упругой связи с грунтом находим по формуле:

, (4.37)

МН,

где k₀ - коэффициент нормального сопротивления грунта или коэффициент постели грунта при сжатии. Для размягченного глинистого грунта принимается k₀ = 25 МН/м².

Следовательно:

0,9?305,44?10⁶ = 274,9?10⁶ МН,

Условие (4.25) выполняется.

Так как во всех трёх случаях условие выполняется, то общая устойчивость прямолинейных участков нефтепровода обеспечена.

Теперь проверим общую устойчивость криволинейных участков нефтепровода, выполненых с упругим изгибом.

, (4.38)

,

где R_? - радиус упругого изгиба трубопровода, соответствующий рельефу дна траншеи. Минимальный радиус изгиба трубопровода, соответствующий рельефу дна траншеи.

, (4.39)

.

Используя полученные коэффициенты и , определяем по номограмме, что ?_N = 27.

Вычислим критическое усилие для криволинейных участков трубопровода:

, (4.40)

, (4.41)

.

Итак,

,

Условие (4.25) выполняется.

,

Условие (4.25) выполняется.

Так как во всех трёх случаях условие выполняется, то общая устойчивость прямолинейных и упруго изогнутых участков нефтепровода обеспечена.

Вывод: согласно выполненным в данном разделе расчётам, трубы МН «Дружба-1» на участке производства работ соответствуют изначально принятым параметрам:

диаметр и толщина стенки трубопровода 1020 х 11

рабочее (проектное) давление 5,69 МПа (58 кгс/см²)

технические условия на трубу ТУ 14-3-721-78

временное сопротивление разрыву 520 МПа

предел текучести 360 МПа

материал сталь 17Г1С.

4.2 Технологический расчет трубопровода

Технологический расчет производится с целью проверки технической возможности перекачки заданного количества нефти по эксплуатационному участку магистрального нефтепровода «Дружба-1» на участке от ЛПДС «Клин» 226 км до ЛПДС «Никольское» 735 км.

4.2.1 Основные исходные данные для технологического расчета трубопровода

Основными исходными данными для технологического расчета трубопровода являются:

расчетная длина участка трубопровода L = 509000 м;

разность геодезических отметок конечного и начального пунктов трубопровода ДЖ = -3,2 м;

остаточный напор на конечном пункте трубопровода h_кп = 35 м;

планируемый годовой объем перекачки продукта по трубопроводу G_r = 47,5·10⁶ т/г;

среднегодовая температура перекачиваемого продукта t_p = 3,9 C;

проектное избыточное давление в нефтепроводе Р = 5,69 МПа;

физические свойства перекачиваемого продукта: плотность и вязкость;

плотность нефти при 20 ⁰С с₂₀ = 860 кг/м³;

коэффициент кинематической вязкости н₂₁ = 10 · 10^-6 м²/с,

н₁₀ = 14 10^-6 м²/с.

Используемые константы:

- ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с²;

- число р = 3,14.

4.2.2 Проверочный гидравлический расчет

Целью поверочного гидравлического расчёта является подтверждение диаметра нефтепровода, а также определение требуемого количества насосных станций, количества работающих насосов и величину обточки колёс или лупинга при заданной годовой производительности участка.

Расчетная пропускная способность трубопровода Qp определяется исходя из заданного годового расчетного времени работы трубопровода Ч_р и годового планового задания по перекачке G_m, кг:

м³/час (4.42)

м³/сек, (4.43)

где G_т - заданный массовый годовой план перекачки, кг;

с_р - расчетная плотность продукта, кг/м³;

Ч - заданное время работы трубопровода в году, час.

Плотность нефти при расчетной температуре:

с_р = с_з - (1,825 - 0,001315с_з)(t_p - t_з), (4.44)

с_р =860 - (1,825 - 0,001315860)(3,9 - 20) = 871,2 кг/м³.

Кинематическая вязкость:

Т_р = 273 + t_p,

lglg(н_p + 0,8) = a + blg T_p,

lglg(н + 0,8) = 8,06 - 3,26lg 276,9;

откуда

н = -0,8 = 18,0510^-6 м²/с,

где коэффициенты a и b определены по формулам

, (4.45)

,

а = lglg(н₁ + 0,8) - blg·T₁, (4.46)

a = lglg(14+0,8) - (-3,26) ?lg283 = 8,06.

Из формул (4.42) и (4.43) получаем:

м³/час = 1,8 м³/с.

Расчетное значение внутреннего диаметра трубопровода D_p:

, м, (4.47)

,

где W_р - рекомендуемая расчетная скорость перекачки продукта, в м/с, определяемая из графика на рис. 4.1. (W_р = 2,22 м/с).

Рис. 4.1 - Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от пропускной способности трубопровода

Примем трубы с маркой стали 17Г1С (ТУ 14-3-721-78) Волжского трубопрокатного завода. Ближайший наружный диаметр трубопровода D_н = 1020 мм.

Расчетное сопротивление металла трубы, определяется из соотношения

,

где - нормативное сопротивление, равное = 520 МПа

m - коэффициент условий работы трубопровода (принимаемый из табл. 1 пункта 2.3 СНиП 2.05.06-85*), m=0,9;

k₁, k₂ - коэффициенты надежности по материалу (принимаемые соответственно из табл. 9 и 10 пункта 8.3 СНиП 2.05.06-85*), k₁=1,47, k₂=1,15;

k_н - коэффициент надежности по назначению трубопровода (принимаемый из табл. 11 пункта 8.3 СНиП 2.05.06-85*), k_н=1.

Необходимая толщина стенки, исходя из выбранного материала (металла) трубы в соответствии с формулой (4.3):

мм,

где P - давление полученное по формуле (4.55) (при выбранном числе работающих насосов).

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляем до большего значения, подтверждаемого механическими расчётами в пункте 4.1. Таким образом, толщина стенки труб из стали 17Г1С составляет _н = 11 мм.

Значение внутреннего диаметра МН «Дружба-1» на участке «Клин-Никольское» определяется по формуле:

D = D_н - 2д, м, (4.48)

D = 1020 - 2М11 = 998 мм.

Фактическая скорость течения нефти в трубопроводе:

, м/с, (4.49)

= 2,3 м/с.

Имея значение скорости, можно определить число Рейнольдса:

; (4.50)

= 127515.

Как известно, различают два режима течения жидкости в трубопроводе - ламинарный и турбулентный, а последний, в свою очередь, делится на 3 зоны:

зона гидравлически гладких труб;

зона смешанного трения;

зона квадратичного трения.

Переход из режима в режим и из зоны в зону определяется значениями критических (переходных) чисел Рейнольдса, зависящих для данного диаметра (D) трубопровода, данной вязкости (н_р) продукта и скорости перекачки W.

При турбулентном режиме течения в зоне смешанного трения

Re , (4.51)

где - относительная эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб;

К_э - эквивалентная шероховатость труб, для стальных сварных труб с незначительной коррозией принято К_э = 0,15 мм.

,

127515 ,

66533 127515 .

Следовательно, течение жидкости в трубопроводе характеризуется турбулентным режимом в зоне смешанного трения.

Коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Альтшуля:

= , (4.52)

= = 0,0178.

Определим гидравлический уклон по формуле:

, м/м (4.53)

Основные магистральные и подпорные насосы выбираем по расчетной пропускной способности Q^ч _р= 6491 м³/ч:

- магистральный насос НМ 7000-210;

- подпорный насос НПВ 5000-120.

При расчетной подаче напоры, развиваемые магистральными и подпорными насосами, равны h_м = 215 м и h_п = 105 м.

Расчетный суммарный напор, развиваемый магистральными насосами перекачивающей станции:

, м, (4.54)

= 2?215 = 430 м,

где m_p - число работающих одновременно насосов.

Рабочее давление, развиваемое перекачивающей станцией при последовательном соединении магистральных насосов:

Р = с_р?g? (m_pмh_м + h_n)10^-6 +h_кп? {Р}, МПа, (4.55)

где h_м, h_n - соответственно напор, м, развиваемый магистральными и подпорным насосами при расчетной подаче Q^ч_р и определяемый по рабочим характеристикам насосов;

m_рм - число последовательно работающих магистральных насосов m_рм = 2;

m_рп - число последовательно работающих подпорных насосов m_рп = 1.

Р = 871,2 9,81 (2 215 + 105)10^-6 = 4,57 < 5,69 МПа - условие выполняется.

Общий напор в трубопроводе равен:

Н = (Z₂ - Z₁) + () + h_пот, м, (4.56)

где Р₁ - избыточное давление в резервуаре головной станции, Па, Р₁ = 0;

Р₂ - избыточное давление в конце участка, Па;

Z₁ - высотная (геодезическая) отметка начала трубопровода, м;

Z₂ - высотная (геодезическая) отметка конца трубопровода, м;

h_пот - потери напора на сопротивление в трубопроводе, м.

Используя гидравлический уклон i, общий напор в трубопроводе можно выразить:

Н=Z + () + 1,02iL_p, м, (4.57)

где 1,02 - коэффициент, учитывающий потери напора в местных сопротивлениях линейной части трубопровода;

L_p - расчетная длина трубопровода, равная геометрической длине трубопровода или расстоянию от начала трубопровода до перевальной точки, м;

ДЖ - разность геодезических отметок конца и начала трубопровода, м.

Общий напор, развиваемый насосами всех перекачивающих станций трубопровода можно записать следующим образом:

H = N_эh_п + n_p?H_ст, м, (4.58)

где n_p - расчетное число перекачивающих станций;

N_э - число эксплуатационных участков.

Используя выражения (4.54-4.58), баланс напоров трубопровода можно представить уравнением:

N_эh_п + n_p?H_ст = Z + 1,02iL_p + N_эh_к.п. (4.59)

или, преобразовывая

n_pH_ст = Z + 1,02?i?L_р - N_э? (h_п - h_к.п.), (4.60)

где h_к.п. - остаточный напор на конечном пункте эксплуатационного участка трубопровода, м.

Расчетное число перекачивающих станций определяется из уравнения:

, (4.61)



Расчетное число перекачивающих станций получилось дробным, поэтому прибегаем к округлению.

а) Округлим число насосных в большую сторону, т.е. примем n_о = 6.

При расчетной подаче Q^ч_р = 6491 м³/ч баланс напоров будет иметь вид:

Н_ст = 62215 + 105 = 2685 м,

Н_тр = -3,2 + 1,020,0048350910³ + 35 = 2540 м.

Таким образом Н_ст > Н_тр, и для согласования работы пары «насос-трубопровод» необходима обточка колес.

n_оH_ст = -3,2 + 1,020,0048350910³ - 105 + 35 = 2435 м,

тогда напор, развиваемый основными агрегатами каждой ПС, будет равен:

м.

Напор, развиваемый одним основным насосом:

В этом случае баланс напоров соблюдается:

62202,9 + 105 = -3,2 + 1,020,0048350910³ + 35 (2540 м = 2540 м).

Диаметр обточенного колеса при известных напорах магистрального насоса равен:

, (4.62)

,

,

 = 0,461 м = 461 мм,

(т.е. 3 %).

б) Округлим число насосных в меньшую сторону, n_х = 5.

При расчетной подаче Q^ч_р = 6491 м³/ч баланс напоров согласно будет иметь вид:

Н_ст = 52215 + 105 = 2255 м,

Н_тр = -3,2 + 1,020,0048350910³ + 35 = 2539 м.

Н_тр > Н_ст, что говорит о необходимости уменьшения сопротивления трубопровода прокладкой лупинга.

Определяем i_л:

i_л = щi, (4.63)

, (4.64)

i_л = 0,00483.

Коэффициент m в зоне смешанного трения равен 0,125.

Длина лупинга:

, м, (4.65)

м.

Суммарные потери напора в трубопроводе с лупингом составят:

Н^_тр = Z + 1,02?i?(L_тp - Х_л) + 1,02?i_лХ_л + 35 = -3,2 + 1,020,0048350910³ - 1,020,0048343168 + 1,020,0025783901 + 35 = 2255 м.

Таким образом, Н_ст = Н^_тр, значит длина лупинга определена правильно.

4.3 Определение мест и количества точек откачки нефти ПНУ

Места откачки нефти:

перевальная точка профиля 530 км;

статическое давление в месте откачки (не менее 0,025 Мпа) 533, 536, 538 км;

места производства работ 533, 536, 538 км.

Расчет производится на профиле участка с высотными отметками: оси Z - через 1 метр; оси Х - через 100 метров.

Количество и расположение точек откачки нефти рассчитывается графическим способом (рис. 4.2):

1. Ниже точки места производства работ на 2Dу проводится горизонтальная линия.

2. Рассчитывается координата точки откачки нефти - точка 1 - 532400 м, 2 - 532200 м, 3 - 538100 м.

3. Рассчитываются геодезические отметки точек откачки:

точка 1 - 214 м;

точка 2 - 202 м;

точка 3 - 199 м;

точка 4 - 246 м.



Рис. 4.2 - Графический метод расчета количества и точек откачки нефти ПНУ

4. Рассчитывается статическое давление в точках 1, 2 и 3:

Нст_533км = Z₄ - Z₁ = 246-214 = 32 м;

Нст_536км = Z₄ - Z₂ = 246-202 = 44 м;

Нст_538км = Z₄ - Z₃ = 246-199 = 47 м,

где Z₁, Z₂, Z₃ - геодезические отметки точек 1, 2 и 3.

5. Проверяется условие:

= 0,32 МПа (соответствует условию).

4.4 Расчет объема нефти, подлежащей освобождению из нефтепровода

Расчетный объем нефти, освобождаемой из участков нефтепровода с применением ПНУ, определяется по формуле:

, (4.66)

где D_нi - наружный диаметр освобождаемого участка нефтепровода;

д_i - толщина стенки i-того участка нефтепровода протяженностью L_пi;

L_пi - протяженность участков, подлежащих освобождению насосными установками, с толщиной стенки д_i.

Таблица 4.1 - Расчет количества передвижных насосных установок

Объем откачки нефти, м3	Количество насосных установок, шт.
0 - 500	1
500 - 2000	2
2000-5000	3
5000-10000	4
10000-15000	5
15000-20000	6
20000-26000	7

Количество передвижных насосных установок: 1 ед. на 533 км, 2 ед. на 536 км, 3 ед. на 538 км. Принимается в зависимости от объема освобождаемой нефти по таблице 4.1.

Объём (V_п1) участков МН освобождаемых ПНУ с производительностью 150 м³/ч:

V_п1 533км = (L_п1·3,14· (1,02-2·0,011)²⁾/4 = 406 м³;

V_{п1 536км} = (L_п1·3,14· (1,02-2·0,011)²⁾/4 = 1646 м³_;

V_{п1 538км} = (L_п1·3,14· (1,02-2·0,011)²⁾/4 = 3463 м³_.

Объём (V_п2) участков МН освобождаемых ПНУ с производительностью 120 м³/ч:

V_п2= (L_п2·3,14· (1,02-2·0,011)²⁾/4 = 0·0,78 = 0 м³

Объём (V_п3) участков МН освобождаемых ПНУ с производительностью 80 м³/ч:

V_п3= (L_п3·3,14· (1,02-2·0,011)²⁾/4 = 0·0,78 = 0 м³

4.5 Расчет времени освобождения участков МН от нефти

Время освобождения участков МН от нефти передвижными насосными установками вычисляется по формуле:

tп = УVпi / qпi + t_оп, (4.67)

где Vпi - объем нефти на участках протяженностью Lп_i, освобождаемый ПНУ,

Lп_i - протяженность i-того участка, освобождаемого с производительностью qп_i ;

qпi - производительность освобождения участков МН протяженностью Lп_i передвижными насосными установками ;

t_оп = 4 - время, затрачиваемое на вспомогательные технологические операции.

Время (t_п1) освобождения участков МН ПНУ с производительностью 150 м ³ /ч:

t_{п1 533 км} = V_п1533км /150 = 406/150 = 2,7 ч,

t_{п1 536 км} = V_п1536км /150·2 = 1646/300 = 5,5 ч,

t_{п1 538 км} = V_п1538км /150·3 = 3463/450 = 7,7 ч.

Время (t_п2) освобождения участков МН ПНУ с производительностью 120 м ³ /ч:

t_п2=V_п2 /120 = 0 ч

Время (t_п3) освобождения участков МН ПНУ с производительностью 80 м ³ /ч:

t_п3=V_п3 /80 = 0 ч

Общее время (t_п) откачки участков МН освобождаемых ПНУ:

t_п533 = t_п1+t_п2 +t_п3= 2,7+0+0 = 2,7 ч,

t_п536 = t_п1+t_п2 +t_п3= 5,5+0+0 = 5,5 ч,

t_п538 = t_п1+t_п2 +t_п3= 7,7+0+0 = 7,7 ч.

Общее время (t_п) откачки участков МН освобождаемых откачкой агрегатами:

t = t_п + t_оп (4 ч)= 7,7 + 4 =11,7 ч (время откачки для 538 км)

Так как 533 км и 536 км находятся на одном участке между секущими задвижками и откачка нефти производится совместно, то время откачки принимается как и для 538 км, равной 11,7 ч.

4.6 Расчет количества и мест расстановки вантузов/технологических отверстий

Количество вантузов и технологических отверстий должно обеспечивать равенство объемов откачиваемой нефти и входящего воздуха:

Qотк = Qв,

где Qотк = 900 - объемный расход, откачиваемой нефти, м³/ч;

Qв = 900 - объемный расход воздуха через отверстие, м³/ч.

Диаметр отверстия вантуза для впуска воздуха и количество технологических отверстий диаметром 12 мм.

Максимальное количество технологических отверстий диаметром 12 мм в одном месте впуска воздуха не более 5 шт.

Места установки вантузов и технологических отверстий наносятся на профиль.

Должна быть предусмотрена следующая схема расстановки вантузов и технологических отверстий:

- вантузы на самых высоких точках трассы, с каждой стороны от места производства работ;

- вантузы с каждой стороны от места производства работ на перевальных точках трассы ближайших к месту производства работ;

- технологические отверстия диаметром 12 мм в самых высоких точках участка трассы с разницей геодезических отметок более 2Dy;

- вантузы в местах вырезки независимо от расположения места откачки нефти.

При использовании технологии освобождения участков от нефти с применением установки для подачи газообразного азота, во внутреннюю полость нефтепровода, впуск азота осуществляется через существующие вантузы на самых высоких перевальных точках отключенного участка.

5. РАЦИОНАЛЬНЫЕ РЕЖИМЫ ПЕРЕКАЧКИ

5.1 Регулирование работы нефтепровода

Регулирование совместной работы трубопровода и насосных станций осуществляется следующими методами:

- изменением количества работающих насосов;

- применением сменных роторов или обточки рабочих колес;

- изменением частоты вращения вала насоса;

- дросселированием;

- байпасированием (перепуск части жидкости из напорной во всасывающую линию);

- применением противотурбулентных присадок.

Регулирование обточкой рабочих колес применяется при округлении числа насосных станций в большую сторону. Этот расчет произведен в предыдущем разделе дипломного проекта.

Регулирование работы нефтепровода изменением количества насосов, задействованных в перекачке, будет подробно описано ниже.

5.2 Исходные данные и условия расчета

В соответствии с «Нормами технологического проектирования» насосные станции (НС) целесообразно размещать вблизи населенных пунктов, источников энерго- и водоснабжения, существующей сети автомобильных и железных дорог. Определенные требования предъявляются и к площадкам НС (несущая способность грунта, расположение относительно водоемов, населенных пунктов и т.д.). Поэтому нередко при проектировании вместо расстановки НС на профиле трассы приходится решать обратную задачу: проверять соответствие напоров и подпоров станций их допустимым значениям, когда местоположение станций предопределено.

Расчет нефтепроводов при заданном расположении НС выполняется и с целью выявления возможных режимов перекачки на действующем трубопроводе.

В данном случае 5 промежуточных насосных станций оборудованы основными насосами 24DVS-D с роторами диаметром 458 мм, а на головной насосной станции установлены магистральные агрегаты НМ 7000-210 (диаметр ротора 475 мм) и подпорные насосы НПВ 5000-120 (диаметр ротора 580 мм).

Сведения о нивелирных высотах мест расположения насосных станций и длине обслуживаемых ими участков таковы:

z_H = z₁ = 140 м; l₁ = 69 км;

z₂ = 265 м; l₂ =92 км;

z₃ = 250 м; l₃ = 89 км;

z₄ = 204 м; l₄ = 90 км;

z₅ = 192 м; l₅ = 92 км;

z₆ = 139 м; l₆ = 77 км;

z_К = 137 м.

Принимаем требуемый напор на конечном пункте Нкп = 35 м.

Итак, целью данного раздела будет являться определение всех возможных режимов работы нефтепровода диаметром 1020 мм и протяженностью 509 км для перекачки нефти вязкостью 18,05·10^-6 м²/с и плотностью 871,2 кг/м³ для выбора наиболее оптимальных из них.

5.3 Основные сведения о применяемых насосах

Для перекачки нефтей и нефтепродуктов, в основном, используются центробежные насосы. Их характеристики приводятся в специальных каталогах. Они представляет собой зависимость напора (Н), потребляемой мощности (N), КПД (з) и допустимого кавитационного запаса (Дh_ДОП) от подачи (Q) насоса.

Учитывая, что возможность пользоваться каталогами центробежных насосов имеется не всегда, удобно представлять их характеристики в аналитическом виде:

, (5.1)

, (5.2)

, (5.3)

где Н, Дh_ДОП, з - напор, допустимый кавитационный запас и КПД насоса при подаче Q; Н₀, а₀, а, b₀, b, с₀, с₁, с₂ - эмпирические коэффициенты; Q_* - безразмерная подача насоса, численно равная Q.

Параметры в формулах (5.1-5.3) имеют следующие размерности: [Н] = м; [з] = доли единицы; [Дh_ДОП] = м; [Q] = м³/ч.

Сведения о магистральных и подпорных агрегатах, имеющихся на перекачивающих станциях участка «Клин-Никольское» нефтепровода «Дружба-1», представлены в таблице 5.1.

Таблица 5.1

Марка насосного агрегата	Кол-во	Тип электродвигателя	Резерв.
1	2	3	4
МАГИСТРАЛЬНЫЕ АГРЕГАТЫ
НПС «Кузнецк», НПС «Кижеватово», НПС «Ростовка», НПС «Соседка», НПС «Малиновка»
24DVS-D	по 4 шт.	4АРМП-4000/6000 УХЛ4	1 шт.
ЛПДС «Клин»
НМ 7000-210	4 шт.	5АЗМВ-5000/6000 У2.5	1 шт.
ПОДПОРНЫЕ АГРЕГАТЫ (на всех станциях)
НПВ 5000-120	по 3 шт.	ВАОВ 800L-4У1	1 шт.

Вышеуказанные магистральные агрегаты являются центробежными горизонтальными насосами с двусторонним подводом жидкости к рабочему колесу и двухзавитковым спиральным отводом жидкости от рабочего колеса.

Их Q-H характеристики представлены на рисунках 5.1-5.2.

Входной и напорный патрубки насосов направлены в противоположные стороны и присоединяются к технологическим трубопроводам сваркой.

Корпуса насосов рассчитаны на предельное рабочее давление 7,4 МПа, а концевые уплотнения ротора - механические, торцового типа - на давление 4,9 МПа.

Для передачи вращения от ротора электродвигателя к насосу применяются зубчатые муфты.

Подпорные агрегаты являются центробежными вертикальными одноступенчатыми насосами.

Они расположены в вертикальном колодце. Входной и выходной патрубки насоса направлены в противоположные стороны, расположены горизонтально. Входной патрубок присоединяется к технологическим трубопроводам сваркой, а напорный - с помощью фланцев.

Рабочее колесо двустороннего входа. Насосы укомплектованы электродвигателем взрывозащищенного исполнения серии ВАОВ (вертикальный асинхронный обдуваемый). Роторы насоса и электродвигателя соединены втулочно-пальцевой муфтой.



Рис. 5.1 - Q-H характеристика насоса 24DVS-D (D = 458 мм, n=2970 об/мин)

Рис. 5.2 - Q-H характеристика насоса НМ 7000-210 (D = 475/450 мм, n=3000 об/мин)

5.4 Расчет режимов работы нефтепровода при различном количестве насосов, задействованных в перекачке

Подачи, соответствующие границам рабочей зоны насосов:

, (5.4)

. (5.5)

Для магистральных насосных агрегатов:

м³/ч;

м³/ч.

Для подпорных насосных агрегатов:

м³/ч;

м³/ч.

Напоры основных и подпорных насосов при подачах, соответствующих границам рабочей зоны, вычисляются по формуле (5.1):

- для НМ 7000-210

м,

м;

- для 24DVS-D

м,

м;

- для НПВ 5000-120

м,

м.

Таблица 5.2 - Справочные данные по насосам, используемым на перекачивающих станциях участка «Клин-Никольское»

Типоразмер насоса	Коэффициенты в формуле (5.1)	Коэффициенты в формуле (5.2)	Коэффициенты в формуле (5.3)
	Н0, м	а, ч/м2	, ч2/м5	а0, м	b0		, ч/м3	, ч2/м6
1	2	3	4	5	6	7	8	9
НМ 7000-210	296,6	-	1,87	1,49	0,4	-4,03	3	-2,16
24DVS-D	280	-	1,95	1,37	0,43	-3,86	3,1	-2,3
НПВ 5000-120	120,7	-	1,0	5	-	3,71	3,54	-3,81

Используя данные таблицы 5.2, Вычисляем коэффициенты напорных характеристик насосов по формулам (5.6-5.8):

, (5.6)

, (5.7)

. (5.8)

при m = 0,125 (согласно расчету, выполненному в разделе 4, режим течения продукта при проектном годовом объеме перекачки турбулентный в зоне смешанного трения):

,

,

,

м,

м,

м,

,

,

.

при m = 0,25 (режим течения продукта - турбулентный в зоне гладких труб):

,

,

,

м,

м,

м,

,

,

.

Разность нивелирных высот конца и начала трубопровода:

, (5.9)

м.

Величина гидравлического уклона при единичном расходе:

, (5.10)

(m = 0,25),

(m = 0,125).

При общем числе работающих основных насосов на 6 перекачивающих станциях n_н = 18 (по 3 на каждой):

м,

.

Подставляя в (5.11), получаем:

, (5.11)

м³/с.

Число Рейнольдса при этом расходе по формуле (5.12):

, (5.12)

,

где Q_c - секундный расход нефтепровода, м³/с;

- внутренний диаметр нефтепровода, м;

- кинематическая вязкость нефти при температуре t = 3,9 ⁰С.

Итак, Re < Re₁, поэтому режим перекачки выбран верно (переходное число Рейнольдса рассчитано в разделе 4 дипломного проекта).

По данным Куйбышевского и Мичуринского районных управлений для нефтепровода «Дружба-1» на участке «Клин-Никольское» несущая способность стенки трубы равна 58 кгс/см² или 5,69 МПа.

Максимально допустимый напор на выходе из насосных станций определим по формуле (5.13) (за максимально допустимое принято проектное давление в нефтепроводе):

, (5.13)

Допустимый кавитационный запас на входе в основные насосы определяем по формуле (5.2):

С учетом потерь напора в обвязке насосных станций примем м.

Таблица 5.3 - Техническая характеристика насосов, используемых на перекачивающих станциях участка «Клин-Никольское»

Типо-размер насоса	Насос (номинальный режим)	Электродвигатель
	Пода-ча, м3/ч	Напор, м	Частота враще-ния, об/мин	Доп. кавит. запас, м	КПД, %	Тип	Мощность, кВт
НМ 7000-210	7000	210	3000	52	89	5АЗМВ-5000/6000 У2.5	5000
Типо-размер насоса	Насос (номинальный режим)	Электродвигатель
	Пода-ча, м3/ч	Напор, м	Частота враще-ния, об/мин	Доп. кавит. запас, м	КПД, %	Тип	Мощность, кВт
24DVS-D	7000	195	2970	48	79	4АРМП-4000/6000 УХЛ4	4000

В пределах эксплуатационного участка фактические подпор и напор НС №С вычисляются по формулам:

, (5.14)

, (5.15)