Page 50 - 6699

- якщо ж за проектного режиму тиск на виході станції менший за допустимий,
то робочий тиск приймається рівним або на 0,1 – 0,2 МПа більшим, ніж тиск на
виході ГПС, тобто

P гнс  P доп , тоді P  P гнс + 1 , 0 ( − ) 2 , 0 МПа. (6.59)

Оскільки, за розрахунками встановлено, що тиск ГПС, який дорівнює 7,6 МПа
є більшим за величину допустимого тиску в трубопроводі 6,4 МПа, тобто викону-
ється умова (6.58)

P гпс  P доп ( 6 , 7 МПа 6 4 , МПа),

то приймаємо робочий тиск в трубопроводі рівним допустимому

P = P доп = 4 , 6 МПа.

4) Визначення необхідної товщини стінки нафтопродуктопроводу

Визначення необхідної товщини стінки трубопроводу проводиться на основі
виконання механічного розрахунку, основним нормативним документом для якого
є СНиП 2.05.06-85 “Магистральные трубопроводы” [3].
Товщина стінки трубопроводу визначається, виходячи з умови міцності труби,
за формулою

nPD
 = , (6.60)
( 2 R + nP )
1

де n - коефіцієнт надійності за навантаженням, приймається рівним відповідно
до СНиП 2.05.06-85 (додаток В);
P - робочий (нормативний) тиск у трубопроводі, МПа;
D - зовнішній діаметр труб, мм;
R - розрахунковий опір матеріалу труб (сталі), МПа.
1
Розрахунковий опір сталі визначається за формулою

R н m
R = 1 , (6.61)
1
k 1 k н

н
де R – нормативний опір матеріалу труб, приймається рівним тимчасовому
1
опору матеріалу труб  тим вибраної марки (додаток В), МПа;
m - коефіцієнт умов роботи, вибирається в залежності від категорії нафтопро-
дуктопроводу (додаток В);
k - коефіцієнт надійності за призначенням трубопроводу, вибирається залеж-
н
но від діаметра нафтопродуктопроводу (додаток В);
k - коефіцієнт надійності за матеріалом, вибирається за таблицею В.2.
1
49