Содержание Задание на курсовой проект № 17 Ведение 1 Технологическая часть 1.1 Виды капитального ремонта 4 1.2 Выбор вида капитального ремонта 5 1.3 Уточнение положения трубопровода 6 1.4 Земляные работы 8 1.5 Очистка трубы от старой изоляции 11 1.6 Сварочные работы 12 1.7 Изоляционно-укладочные работы 13 1.8 Проверка и контроль качества изоляционного покрытия 16 2 Расчетная часть 2.1 Расчет физико-химических свойств газа 17 2.2 Определение диаметра газопровода 20 Список использованных источников 25 Изм. Лист Разраб. Провер. Реценз Н. Контр. Утверд. № докум. Курбангалиев Ч. Старверова Н.В. Подпись Дата УТЭК 21.02.03.КП.02.17.000.ПЗ КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ УЧАСТКА ГАЗОПРОВОДА «УРЕНГОЙ–ГРЯЗОВЕЦ» Лит. Лист Листов 1 4 ЭНН-1 Ведение В России функционирует более 200 тыс. километров стальных трубопроводов (магистральных и промысловых), предназначенных для транспортировки нефти, газа, нефтепродуктов. Многие из них отслужили четверть века и более. Под воздействием перекачиваемых по ним продуктов, внешней среды и режима эксплуатации постепенно снижается несущая способность трубопроводов, что неминуемо требует ремонта дефектных участков или перевода состарившихся трубопроводов на новый, более щадящий режим. Достаточно большой возраст трубопроводов объективно связан с увеличением риска аварий и отказов при эксплуатации в случае отсутствия эффективной системы их предупреждения. Это, в свою очередь, предполагает необходимость разработки и совершенствования методов ремонта. Ведущие научно-исследовательская, проектная, конструкторская и практическая производственная работы в области совершенствования техники, технологии, организации и управления капитального ремонта магистральных трубопроводов обусловливают целесообразность изучения и обобщения имеющегося опыта. Объемы работ по капитальному ремонту магистральных трубопроводов в основном определяются их конструктивными решениями (подземный, наземный, надземный трубопровод; марка стали и толщина стенок труб; типы и виды изоляционных покрытий; система электрической защиты и др.), географическими условиями и сроком эксплуатации в установленном технологическом режиме. Капитальному ремонту магистральных трубопроводов наших дней во многом присущи основные элементы техники, технологии и организации строительства: поточность как главная форма организации производства работ, комплексная механизация, применение деталей, блоков, узлов и конструкций заводского изготовления. Повышение надежности трубопроводов является актуальной проблемой на этапе их эксплуатации. Изм. Лист № докум. Подпись Дата УТЭК 21.02.03 КП.02.17.000.ПЗ Лист 2 В данном проекте рассматривается капитальный ремонт участка газопровода «Уренгой-Грязовец». Изм. Лист № докум. Подпись Дата УТЭК 21.02.03 КП.02.17.000.ПЗ Лист 3 1 Технологическая часть 1.1 Виды капитального ремонта Капитальный ремонт ЛЧМГ производится следующими методами: метод - ремонт газопровода методом сплошной переизоляции. Может 1 осуществляться в траншее (рисунок 1) или с подъемом на берму траншеи (рисунок 2); метод - замена участка газопровода на участок из новых труб с демонтажем 2 старого; метод - выборочный ремонт локальных участков газопровода по данным 3 диагностики. 1 – бульдозер; 2 – вскрышной экскаватор; 3 – подкапывающая машина; 4 – трубопровод; 5 – трубоукладчик; 6 – машина предварительной очистки; 7 – электростанция; 8 – пост отбраковки труб; 9 – сварочный пост; 10 – лаборатория контроля качества сварных соединений; 11 –инвентарные опоры; 12 – машина окончательной очистки; 13 – оборудование подогрева трубопровода; 14 – грунтовочная машина; 15 – изоляционная машина; 16 – лаборатория контроля качества изоляционного покрытия; 17 – машина для подсыпки и подбивки грунта под трубопровод; 18 – экскаватор засыпки. Рисунок 1 - Принципиальная технологическая схема капитального ремонта газопровода в траншее Изм. Лист № докум. Подпись Дата УТЭК 21.02.03 КП.02.17.000.ПЗ Лист 4 1 – бульдозер; 2 – вскрышной экскаватор; 3 – трубопровод; 4 – трубоукладчик; 5 – электростанция; 6 – машина предварительной очистки; 7 – пост отбраковки труб; 8 – сварочный пост; 9 – лаборатория контроля качества сварных соединений; 10 – инвентарные опоры; 11– машина окончательной очистки; 12 – оборудование подогрева трубопровода; 13 – грунтовочная машина; 14 – изоляционная машина; 15 – лаборатория контроля качества изоляционного покрытия; 16 – экскаватор засыпки Рисунок 2 - Принципиальная технологическая схема капитального ремонта газопровода на берме траншеи 1.2 Выбор вида капитального ремонта Для оптимизации организационно-технологической схемы ремонта учитывались следующие основные факторы, влияющие на сроки и ресурсы: сроки ремонта (производства работ); периоды ремонта (зимнее строительство); состояние существующей транспортной сети и объектов инфраструктуры; объем и последовательность выполнения ремонтно-монтажных работ, включая внеплощадочные подготовительные работы; организация жилья, быта и режима работ ремонтных подразделений. Проектом принято решение организовать выборочный ремонт локальных участков Изм. Лист газопровода № докум. путем Подпись Дата вырезки катушек, основываясь на данных УТЭК 21.02.03 КП.02.17.000.ПЗ Лист 5 внутритрубной диагностики магистрального газопровода «Уренгой-Грязовец» 742753 км. 1.3 Уточнение положения трубопровода Перед проведением ремонта газопровода, необходимо определить проектное положение трубы к земле, после чего проводится разработка траншеи на месте вырезки дефектного участка. Уточнение положения газопровода проводится с помощью трассоискателей. Принцип действия трассоискателей основан на использовании электромагнитной индукции и заключается в обнаружении при помощи приемника переменного магнитного поля, искусственно создаваемого при помощи генератора вокруг трубопроводов. Трубопровод в месте установки магнита выходного шнура генератора должен быть очищен от ржавчины и грязи до металлического блеска. Заземление устраивается на расстоянии 5метров в направлении, перпендикулярном предполагаемому направлению трубопровода. Местоположение трубопровода определяют двумя методами: по максимуму и минимуму сигнала. нахождения Метод положения максимума трубопровода. сигнала При используется этом антенна для грубого располагается горизонтально и перпендикулярно предполагаемой оси подземного сооружения. Для определения его положения в плане плавно перемещают по горизонтали вправо и влево. С приближением антенны к трубопроводу сила звукового сигнала увеличивается. Поскольку кривая уровня сигнала при прослушивании на максимум изменяется плавно, то таким путем удается выделить полосу шириной до 2 метров, в которой находится трубопровод. Для уточнения положения трубы используется метод минимума сигнала. В этом случае можно поступить двояко: либо сохраняя горизонтальное положение антенны, вращать ее вокруг вертикальной оси (минимум сигнала будет в момент, когда направления осей антенны и трубы совпадут), либо установить антенну вертикально и перемещать параллельно поверхности грунта Изм. Лист № докум. Подпись Дата УТЭК 21.02.03 КП.02.17.000.ПЗ Лист 6 (положение трубопровода определяется по минимуму сигнала). Положение оси трубопровода фиксируют временными вешками (металлическими штырями или колышками). Для определения глубины заложения трубопровода антенну располагают под углом 45° к поверхности земли и удаляют от него в перпендикулярном направлении до первого минимума слышимости сигнала. Расстояние 𝑙𝑖 от оси трубопровода до положения антенны, при котором слышимость сигнала минимальна, соответствует глубине его заложения. Рекомендуется определять величины 𝑙𝑖 перемещая антенну в обе стороны от трубопровода. Величины 𝑙𝑖 и 12 должны отличаться не более, чем на 10 %. После этого находится глубина его заложения по формуле: H=O,5(1,+12–D), где D - наружный диаметр трубопровода. Трассоискатели позволяют определять положение трубопроводов, расположенных на глубине до 10 м, при расстоянии от точки подключения генератора до 1,5 км с погрешностью ±20 см. Они сохраняют работоспособность при температуре от –25°С до + 40°С. При определении фактической глубины заложения трубопровода методом шурфования шурфы роются на расстоянии 100...200 м друг от друга на прямых участках и на расстоянии 10...20 диаметров трубы на криволинейных участках трубопровода. Определение действительных радиусов изгиба трубопровода производится путем геодезического контроля. Замеры производят теодолитом, нивелиром, мерной лентой. При техническом контроле запорно-регулирующей арматуры с прилегающими участками трубопровода производят визуальный осмотр арматуры и опорного фундамента (с целью выявления трещин, перекосов, просадок), определяют глубину залегания прилегающего трубопровода, а также высотное положение арматуры и опорного фундамента (с целью выявления просадок). Контроль глубины заложения прилегающего трубопровода проводят трассоискателем или шурфованием. Замеры выполняют с обеих сторон от арматуры Изм. Лист № докум. Подпись Дата УТЭК 21.02.03 КП.02.17.000.ПЗ Лист 7 на расстоянии 100 м для трубопроводов диаметром 600 мм и более и 50 м, если их диаметр меньше 600 мм. Глубину заложения прилегающего трубопровода замеряют в контрольных точках на расстоянии 10 м друг от друга. На основании выполненных замеров строится линия фактического провиса трубопровода, которая сравнивается с базовой. 1.4 Земляные работы При ремонте магистрального газопровода «Уренгой – Грязовец» земляные работы включают в себя следующие пункты: снятие плодородного слоя грунта; снятие минерального грунта над газопроводом; вскрытие ремонтируемого участка газопровода; засыпку разработанной траншеи; разработку новой траншеи; засыпку отремонтированного газопровода, включая подбивку и уплотнение грунта под ним; восстановление плодородного слоя грунта (рекультивацию земли); устройство водоотводных канав, стоков; устройство ограждающих дамб; разработку околотрубных траншей для заглубления трубопровода, разработку карьеров. Земляные работы при ремонте газопроводов выполняются в строгом соответствии с требованиями ППР. Перед вскрытием участка газопровода с поврежденной изоляцией давление в нем должно быть снижено не менее чем на 10 %, а при наличии коррозионных повреждений (по результатам внутритрубной дефектоскопии) до 30 % от толщины стенки давление должно быть снижено не менее чем на 30 % от максимального рабочего давления на этом участке, зарегистрированного в течение последнего года эксплуатации. Изм. Лист При № докум. наличии Подпись Дата коррозионных повреждений (по результатам УТЭК 21.02.03 КП.02.17.000.ПЗ Лист 8 внутритрубной дефектоскопии) выше 30 % от толщины стенки трубы давление в газопроводе должно быть сброшено полностью. Организация земляных работ по вскрытию подземных газопроводов для выполнения огневых работ должна соответствовать требованиям Правил безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов. Размер котлована (траншеи) определяется условиями безопасного выполнения огневых работ. Машины и механизмы, с помощью которых проводятся работы, могут располагаться, исходя из удобства и безопасности выполнения огневых работ, как на бровке траншеи, так и в котловане. Для газопроводов диаметром 800 мм и более котлован должен иметь не менее четырех выходов, расположенных по два с каждой стороны газопровода. При притоке грунтовых (ливневых, паводковых) вод в котловане (траншее) для сбора и откачки воды выкапывается приямок. В болотистой местности и при наличии плывуна грунт может разрабатываться с применением шпунтовых свай; необходимо предусматривать меры по понижению уровня грунтовых вод, в том числе применение приспособлений для ограничения поступления воды к месту работы и предохранения от обвала стенок котлована (траншеи). В случае попадания в котлован (траншею) газоконденсата и других ЛВЖ их следует удалить вместе с пропитанным грунтом в безопасное место, а очищенную поверхность засыпать (присыпать) песком (грунтом). При вскрытии протяженных участков следует принять меры по предотвращению провисания газопровода и возникновения в нем дополнительных напряжений. Вскрытие пересекаемых газопроводом действующих коммуникаций, находящихся в ведении сторонних организаций (трубопроводы, кабели и др.), производится в присутствии представителей этих организаций. При пересечении трассой газопровода действующих подземных коммуникаций разработка грунта механизированным способом производится на расстоянии не ближе 2 м от боковой стенки и не менее 1 м над верхом коммуникаций (трубы, Изм. Лист № докум. Подпись Дата УТЭК 21.02.03 КП.02.17.000.ПЗ Лист 9 кабели и др.). Оставшийся грунт дорабатывается вручную с принятием мер, исключающих возможность повреждения этих коммуникаций. При вскрышных работах экскаватором для предохранения тела трубы применяются защитные устройства и конструкции. Минимальное расстояние от поверхности трубопровода при разработке грунта механизированным способов соответствии с СТО Газпром 14 – 0,2м. [15] При ремонте в траншее вскрытие осуществляется в два этапа: первый этап - вскрытие газопровода с разработкой боковых траншей ниже нижней образующей трубопровода на глубину, равную диаметру ремонтируемого газопровода; второй этап - разработка грунта под газопроводом на глубину, обеспечивающую прохождение ремонтной техники, но не менее 0,8 м - для газопровода 1020-1420 мм. Минимальная ширина полосы, с которой снимается плодородный слой почвы, равняется ширине траншеи по верху плюс 0,5 м в каждую сторону, максимальная ширине полосы отвода. Плодородный слой почвы (глубина снятия определяется по ГОСТ 17.5.3.06) снимается и перемещается во временный отвал. Снятие плодородного слоя рекомендуется производить на всю толщину, по возможности за один проход или послойно за несколько проходов. Не допускается смешивание плодородного слоя почвы с минеральным грунтом. При капитальном ремонте глубину заложения газопроводов, а также ширину траншеи по низу надлежит принимать с учетом требований СНиП 2.05.06-85. Поперечные профили и размеры разрабатываемых траншей в грунтах различной плотности и влажности устанавливаются ППР в зависимости от принятой технологии (при укладке вновь смонтированного участка газопровода в единую траншею с различной фактической глубиной заменяемого газопровода), диаметра ремонтируемого газопровода, а также габаритных размеров применяемых машин и механизмов. Изм. Лист № докум. Подпись Дата УТЭК 21.02.03 КП.02.17.000.ПЗ Лист 10 В водонасыщенных грунтах работы по ремонту газопровода, включая его вскрытие, производятся с применением технологий понижения уровня грунтовых вод. Грунт, извлеченный из траншей, укладывается в отвал с одной стороны траншеи оставляя другую сторону свободной для передвижения ремонтной колонны. Во избежание обвала грунта, извлеченного из траншеи, а также обрушения стенок траншеи основание отвала извлеченного грунта располагается в зависимости от состояния грунта и погодных условий, но не ближе 0,5 м от края траншеи. 1.5 Очистка трубы от старой изоляции После окончания земляных работ производится очистка трубопровода от старой изоляции. Это операция может проводится двумя способами: очистка старой изоляции с поднятием трубопровода и укладкой его на лежки; очистка старой изоляции без поднятия трубной плети с траншеи. При выполнении работ по очистке от старой изоляции трубопровода в траншее МГ «Уренгой – Грязовец» сохранением его подъем не производится, а его удержание (с пространственного положения) и работа очистной машины обеспечиваются с помощью грузоподъемной техники и (или) передвижных опор. Работы по очистке поверхности газопровода при ремонте проводят в два этапа: предварительный - очистка газопровода от старой изоляции; окончательный - подготовка поверхности газопровода, проводимая после выполнения сварочно-восстановительных работ, перед нанесением нового изоляционного покрытия. Удаление старой изоляции и продуктов коррозии производится механизированным способом: с применением специальных резцов; металлических Изм. Лист № докум. Подпись Дата УТЭК 21.02.03 КП.02.17.000.ПЗ Лист 11 щеток; термоабразивных или термомеханических инструментов; водяной струей под высоким давлением и др. В местах, где механизированная очистка невозможна, разрешается очистку наружной поверхности газопровода от старой изоляции выполнять вручную с использованием щеток и скребков. При этом не допускается нанесение царапин, рисок, сколов основного металла и срезание сварных швов. 1.6 Сварочные работы После снятия старой изоляции трубопровода, производится замена вырезанного дефектного участка и его сварка. Далее производится его центровка с помощью внешних центраторов. После этого следует прихватка замененного учатска и его сварка. Основные способы сварки следующие: 1) дуговые - автоматическая дуговая под флюсом, газоэлектрическая полуавтоматическая и автоматическая сварка, а также полуавтоматическая с применением порошковой проволоки; 2) прессовые – электроконтактная, газопрессовая и другие виды сварки. Современная техника сварки позволяет получать сварной стык равнопрочным с металлом трубы, т. е. временное сопротивление наплавленного металла шва и относительное удлинение не ниже, чем у основного металла. Наибольшее эффективные механизированные способы. К механизированной электрической дуговой сварке относятся: автоматическая сварка под флюсом, сварка в среде углекислого газа, сварка порошковой проволокой и другие, менее распространённые способы. Механизированные методы обеспечивают высокую производительность при хорошем качестве шва. Они занимают ведущее место на трассе. Однако использование механизированного способа сварки на трассе газопровода невозможно, так как при механизированном способе необходимо вращать трубу, что возможно только на трубосварных базах. По этому при ремонте Изм. Лист № докум. Подпись Дата УТЭК 21.02.03 КП.02.17.000.ПЗ Лист 12 участка газопровода «Уренгой – Грязовец» для сварки стыков трубы используется ручная электродуговая сварка. Высокое качество сварочных работ на строительно-монтажных участках обеспечивается хорошей организацией и контролем сварочного производства. Под контролем качества сварки подразумевается проверка условий и порядок выполнения сварочных работ, а также определение качества выполненных сварных соединений в соответствии с техническими требованиями. Операционный контроль в процессе изготовления сварных соединений газопроводов осуществляется на всех стадиях монтажа, и правильная организация его является надежной гарантией безаварийной эксплуатации магистральных трубопроводов. Операционный контроль проводит мастер или производитель работ, а самоконтроль - исполнитель работ. При операционном контроле мастер или прораб проверяет соответствие выполняемых работ рабочим чертежам, требованиям государственных стандартов. СНиП и инструкциям. утверждённым в установленном порядке. Перед внешним осмотром наружная поверхность сварного шва и прилегающих к нему участков основного металла по обе стороны шва должны быть очищены от шлака, загрязнений и брызг наплавленного металла. Осмотр и измерение сварных соединений выполняют, при возможности, с двух сторон. Неразрушающим методом контроля подвергают сварные соединения магистральных трубопроводов, выполненных электродуговой сваркой. 1.7 Изоляционно-укладочные работы По завершению сварочно-монтажных работ проектом принято решение изолировать участок МГ «Уренгой-Грязовец» полимерно-асмольной лентой ЛИАМ Лента ЛИАМ выпускается по ГОСТ Р 52602-2006 «Лента антикоррозионная полимерно-асмольная ЛИАМ. Технические условия». Лента ЛИАМ предназначена для защиты от коррозии наружной поверхности подземных стальных газопроводов Изм. Лист № докум. Подпись Дата УТЭК 21.02.03 КП.02.17.000.ПЗ Лист 13 при их ремонте. Лента представляет собой полимерную ленту с нанесенным на нее мастичным слоем на основе «Асмола». В качестве полиолефиновые основы ленты используются ленты. Мастичная композиция поливинилхлоридные специально или разработанной рецептуры выпускается по ТУ 0258-015-16802026-99. Во избежание слипания мастичного слоя в рулоне поверх мастичного слоя наносится антиадгезив. Основные преимущества ленты ЛИАМ: • высокое удельное объемное сопротивление на уровне полимерных лент; • сохранение высоких адгезионных характеристик в течение 30 лет эксплуатации за счет способности химически связываться с поверхностью металла; • отсутствие шатровых образований вдоль продольных и поперечных швов трубопровода, а также вдоль зоны нахлёста пленки на пленку; • высокая стойкость к воздействию катодной поляризации; • создание барьера для образования и развития коррозионного растрескивания металла под напряжением (КРН); • возможность применения ее при низких температурах (до минус 20 С), что обусловлено высокими адгезионными свойствами к полимерной основе и пластичностью применяемой мастики. Процесс нанесения ленты ЛИАМ на трубопровод является технологичным. Лента ЛИАМ получается в заводских условиях, поставляется на трассу в готовом виде, наносится на трубу серийно выпускаемыми изоляционными машинами. При нанесении ленты не требуется высокой степени очистки поверхности трубы, а также предварительного подогрева поверхности трубы и изоляционных материалов при нанесении в зимний период. Лента ЛИАМ является единственным изоляционным материалом, позволяющим вести работы по изоляции трубопроводов независимо от времени года, в том числе в зимний период. Технология нанесения покрытия следующая: На очищенную до 4-й степени очистки поверхность трубы наносится грунтовка асмольная сплошным ровным Изм. Лист № докум. Подпись Дата УТЭК 21.02.03 КП.02.17.000.ПЗ Лист 14 слоем. Применение других видов грунтовок не разрешается! Нанесение грунтовки осуществляется грунтовочной машиной или вручную валиками. Затем по невысохшей грунтовке на поверхность трубы наносится один слой ленты ЛИАМ и слой обертки или термо-усаживающейся ленты. Ленту ЛИАМ следует наносить на поверхность мастичным слоем внутрь по спирали без перекосов, морщин, отвисаний, с величиной нахлеста не менее 30 см, предварительно сматывая антиадгезив с поверхности ленты. При применении в покрытии термоусаживающейся ленты ее следует прогреть до температуры релаксации для получения усадки ленты. Для нагрева ленты следует применять устройство для нагрева труб УНТ или пропановые горелки. В трассовых условиях покрытие наносится изоляционными машинами типа МИ- ЛА (ЗАО «ПромтехНН», г. Нижний Новгород), МИ, УМГ (ООО НПП «Август»), обеспечивающими нанесение одного слоя изоляционной ленты ЛИАМ и одного слоя обертки. Для ручной изоляции линейной части газонефтепроводов, гнутых вставок трубопроводов применяются ручные изоляционные машины типа «беличьего колеса»: МИР (ЗАО «НПП «Комплекс», г. Нижний Новгород), устройство для прикатки полимерного покрытия (ЧО ИТЦ ООО «Уралтрансгаз»), устройство «Вьюн» (НПП «Машины Горяного»). До начала работ по засыпке отремонтированного и уложенного в траншею газопровода проводится восстановление устройств электрохимической защиты (приварка катодных выводов). Засыпка траншеи минеральным грунтом осуществляется бульдозером с обеих или с одной стороны. В отдельных случаях засыпка траншеи грунтом производится одноковшовым экскаватором. После естественного или искусственного уплотнения грунта выполняется техническая рекультивация, которая заключается в возвращении плодородного слоя почвы на нарушенную площадь. Изм. Лист № докум. Подпись Дата УТЭК 21.02.03 КП.02.17.000.ПЗ Лист 15 После завершения технической рекультивации выполняется биологическая рекультивация, предусматривающая проведение комплекса агротехнических мероприятий, определенных проектом. 1.8 Проверка качества изоляционного покрытия Контроль качества изоляционных покрытий в заводских и трассовых условиях производится в соответствии с требованиями существующей НТД (ГОСТ 25812-83, СНиП, ВСН) и Техническими условиями на трубы с покрытием. Адгезию покрытий к стали контролируют по методике ГОСТ 25812-83. Для определения адгезии используются адгезиметры типа АМЦ 2-20; АР-1; СМ-1. Контроль адгезии осуществляется при трассовом нанесении - в местах, вызывающих сомнение. Сплошность покрытия контролируется на всей поверхности труб. Контроль сплошности осуществляется искровым дефектоскопом типа "Крона" при напряжении 5 кВ/мм толщины покрытия. В случае пробоя защитного покрытия проводят ремонт дефектных мест по НТД на соответствующий вид покрытия. Отремонтированные участки покрытия повторно контролируются. Контроль сплошности покрытия на уложенном и засыпанном трубопроводе проводят с использованием искателей повреждений типа АНПИ, УДИП-1М или другим аналогичным прибором, после чего в случае обнаружения дефектов изоляция должна быть отремонтирована по НТД на соответствующий вид покрытия. Изм. Лист № докум. Подпись Дата УТЭК 21.02.03 КП.02.17.000.ПЗ Лист 16 2 Расчетная часть 2.1 «Расчет физико-химических свойств газа» [3]; Исходные данные: Протяженность трассы: L=2000 км. Годовая производительность: 𝐺𝑟 = 20 млрд. м3⁄ год Состав природного газа: 𝐶𝐻4 (метан) = 98,28% 𝐶2 𝐻6 (этан) = 0,15% 𝐶3 𝐻8 (пропан) = 0,0002% 𝐶4 𝐻10 (бутан) = 0,00014% 𝐶5 𝐻12 (пентан) = 0,0006% 𝐶𝑂2 (двуокись углерода) = 0,35% другие газы и азот 𝑁2 = 1,19% Порядок расчета 1. Определяем плотность газовой смеси, 𝜌, кг/м3 : 𝜌 = ∑𝑛𝑖=1 𝑎𝑖 ∗ 𝜌𝑖 , (1) где: 𝑎𝑖 – объемная концентрация компонентов смеси; 𝜌𝑖 – плотность компонентов смеси. 𝜌 = 0,9828 ∗ 0,717 + 0,0015 ∗ 1,352 + 0,000002 ∗ 2 + 0,0000014 ∗ 2,67 + 0,000006 ∗ 3,406 + 0,0035 ∗ 1,974 + 0,0119 ∗ 1,185 = 0.73 кг/м3 2. Определяем относительную плотность газа, ∆, кг/м3 : 𝜌 ∆= г⁄𝜌в , (2) где 𝜌г − плотность газа; 𝜌в − плотность воздуха, 𝜌в = 1,206 кг/м3 . Изм. Лист № докум. Подпись Дата УТЭК 21.02.03 КП.02.17.000.ПЗ Лист 17 ∆= 0,73 = 0,605 кг/м3 1,206 3. Определяем молярную массу природного газа, 𝑀, кг/кмоль: 𝑀 = ∑𝑛𝑖=1 𝑎𝑖 ∗ 𝑀𝑖 , (3) где 𝑀𝑖 − молярная масса каждого отдельного компонента; 𝑎𝑖 – объемная концентрация компонентов смеси. 𝑀 = 0,9828 ∗ 16,04 + 0,0015 ∗ 30,07 + 0,000002 ∗ 44,10 + 0,0000014 ∗ 58,12 + 0,000006 ∗ 72,15 + 0,0035 ∗ 44,01 + 0,0119 ∗ 28,02 = 16.3 кг/кмоль 4. Определяем плотность газа при нормальных условиях, 𝜌н , кг/м3 : 𝜌н = 𝑀⁄22,41, (4) где 𝑀 − молярная масса природного газа. 𝜌н = 16,3 = 0,727 кг/м3 22,41 5. Определяем псевдокритическую температуру газовой смеси, 𝑇п.к , К: 𝑇п.к = ∑𝑛𝑖=1 𝑎𝑖 ∗ 𝑇кр𝑖 , (5) где 𝑇кр𝑖 − абсолютная критическая температура i-го компонента газовой смеси; 𝑎𝑖 – объемная концентрация компонентов смеси. 𝑇п.к = 0,9828 ∗ 190,55 + 0,0015 ∗ 305,83 + 0,000002 ∗ 369,82 + 0,0000014 ∗ 408,13 + 0,000006 ∗ 469,69 + 0,0035 ∗ 304,2 + 0,0119 ∗ 126,2 = 190,3 𝐾 6. Определяем псевдокритическое давление газовой смеси, 𝑃п.к , МПа: 𝑃п.к = ∑𝑛𝑖=1 𝑎𝑖 ∗ 𝑃кр𝑖 , (6) где 𝑃кр𝑖 − абсолютное критическое давление i-го компонента газовой смеси; 𝑎𝑖 – объемная концентрация компонентов смеси. 𝑃п.к = 0,9828 ∗ 4,6 + 0,0015 ∗ 4,88 + 0,000002 ∗ 4,25 + 0,0000014 ∗ 3,65 + 0,000006 ∗ 3,36 + 0,0035 ∗ 7,39 + 0,0119 ∗ 3,39 = 4,6 МПа 7.Определяем абсолютную критическую температуру газа при рабочих условиях, 𝑇ср , К: Изм. Лист № докум. Подпись Дата УТЭК 21.02.03 КП.02.17.000.ПЗ Лист 18 𝑇ср = 0,5 ∗ (𝑇н + 𝑇о ), (7) где 𝑇н − температура на входе в линейный участок; 𝑇о − температура окружающей среды Уренгоя. 𝑇ср = 0,5 ∗ (300 + 268,2) = 284,1 𝐾 8.Определяем абсолютное критическое давление газа при рабочих условиях, 𝑃ср , МПа: 2 𝑃к 2 3 𝑃н +𝑃к 𝑃ср = ∗ ( + 𝑃н ), (8) где 𝑃н и 𝑃к − давление на входе и выходе соответственно (берем по таблице) 2 5,292 𝑃ср = ∗ ( + 7,5) = 6,46 МПа 3 7,5 + 5,29 9. Определяем приведенную температуру газовой смеси, 𝑇пр : 𝑇пр = 𝑇пр = 𝑇ср ⁄𝑇 , пк (9) 284,1 = 1,43 199,01 10. Определяем приведенное давление газовой смеси, 𝑃пр : 𝑃пр = 𝑃ср ⁄𝑃 , пк (10) 𝑃пр = 6,46⁄5,46 = 1,18 11. Определим динамическую вязкость, µ, МПа ∗ с: µ = 5,1 ∗ 10−6 ∗ [1⁄2 ∗ 𝑝ст ∗ (1,1 − 0,25 ∗ 𝑝ст )] ∗ [0,037 + 𝑇пр ∗ (1 − 0,0104 ∗ 𝑇пр )] ∗ [ 1+𝑇пр 30∗(𝑇пр −1) ], (11) µ = 5,1 ∗ 10−6 ∗ [1⁄2 ∗ 1,39 ∗ (1,1 − 0,25 ∗ 1,39)] 1 + 1,43 ∗ [0,037 + 1,43 ∗ (1 − 0,0104 ∗ 1,43)] ∗ [ ] 30 ∗ (1,43 − 1) = 10,49 ∗ 10−6 МПа ∗ с 12. Определяем кинематическую вязкость газовой смеси, 𝜗, м2 /с: µ 𝜗 = ⁄𝑝, Изм. Лист № докум. Подпись Дата УТЭК 21.02.03 КП.02.17.000.ПЗ (12) Лист 19 10−6 𝜗 = 10,49 ∗ = 7,55 ∗ 10−6 1,39 м2 /с 13. Определим теплоемкость газовой смеси, 𝑐ср , кДж ∗ кг: 𝑐ср = 1,695 + 1,838 ∗ 10−3 ∗ 𝑇ср + 1,96 ∗ 106 ( 𝑐ср = 1,695 + 1,838 ∗ 10−3 ∗ 284,1 + 1,96 ∗ 106 ( 𝑃ср −0,1 𝑇ср 3 ), (13) 6,46 − 0,1 ) = 2,76 кДж ∗ кг 284,13 14. Определение коэффициента Джоуля-Томпсона, 𝐷𝑖 , К: 𝐷𝑖 = 1∗(0,98∗106 −1,5) 𝑐ср ∗𝑇ср 2 , (14) 1 ∗ (0,98 ∗ 106 − 1,5) 𝐷𝑖 = = 4,39 К 2,76 ∗ 284,12 2.2 Механический расчет трубопровода Исходные данные: давление в газопроводе – 6,46 МПа диаметр газопровода – 1220 мм труба из стали 12ГСБ с 𝑅1𝐻 = 510 МПа 1. Расчетное сопротивление R1, МПа определяется по формуле: 𝑅1 = 𝑅1𝐻 ∙𝑚 𝑘1 ⋅𝑘н , (15) где: 𝑅1𝐻 – нормативное сопротивление растяжению металла труб, МПа; 𝑚 – коэффициент работы трубопровода, 𝑚 = 0,9; 𝑘1 – коэффициент надежности по материалу, 𝑘1 = 1,4; 𝑘н – коэффициент надежности по назначению газопровода, 𝑘н = 1. 𝑅1 = 510 ⋅ 0.9 459 = = 327,9 МПа 1 ⋅ 1,4 1,4 2. Толщина стенки δ, мм: 𝛿= 𝑛⋅𝑃⋅𝐷н , 2⋅(𝑅1 + 𝑛⋅𝑃) (16) где: 𝑛 – коэффициент надежности по нагрузке, 𝑛 = 1,15; Изм. Лист № докум. Подпись Дата УТЭК 21.02.03 КП.02.17.000.ПЗ Лист 20 𝑃 – внутреннее давление в трубопроводе, МПа; 𝐷н – наружный диаметр трубопровода, м; 𝑅1 – расчетное сопротивление металла труб, МПа. 𝛿= 1,15 ⋅ 6 ⋅ 1,22 = 0,006 м = 6 2 ⋅ (327,9 + 1,15 ⋅ 6) Полученное расчетное значение толщины стенки округляем ближайшего большего по сортаменту. 𝛿 = 10 мм 3. Продольное напряжение 𝜎пр𝑁 , МПа 𝜎пр𝑁 = −𝛼 ⋅ 𝐸 ⋅△ 𝑡 + µ ⋅ 𝑛⋅𝑃⋅(𝐷н −2⋅𝛿) 2⋅𝛿 , (17) где: 𝛼 – коэффициент линейного расширения, град -1, 𝛼 = 1,2 ⋅ 10−5 ; 𝐸 – модуль упругости стали, МПа, 𝐸 = 2,06 ⋅ 105 ; △ 𝑡 – температурный перепад, △ 𝑡 = 430 С; µ – коэффициент Паусона, µ = 0,3 𝜎пр𝑁 = −1,2 ⋅ 10−5 ⋅ 2,06 ⋅ 105 ⋅ 43 + 0,3 ⋅ 1,15 ⋅ 6 ⋅ (1,220 − 2 ⋅ 0,01) = 17,9 2 ⋅ 0,01 4. Определяем коэффициент 𝜓1 , учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб: 2 |𝜎пр𝑁 | |𝜎пр𝑁 | 𝜓1 = √1 − 0,75 ⋅ ( , ) − 0,5 ⋅ 𝑅1 𝑅1 (18) 17,9 2 17,9 𝜓1 = √1 − 0,75 ⋅ ( = 0,999 − 0,027 = 0,972 ) − 0,5 ⋅ 327,9 327,9 5. Пересчитываем толщину стенки газопровода по формуле 16: 𝛿= 1,15 ⋅ 6 ⋅ 1,220 8,4 = = 0,0129 м = 13 мм 2 ⋅ (0,972 ⋅ 327,9 + 1,15 ⋅ 6) 651,2 Полученное расчетное значение толщины стенки округляем ближайшего большего по сортаменту. 𝛿 = 13мм 6. Пересчитываем продольное напряжение по формуле 17: 𝜎пр𝑁 = −1,2 ⋅ 10−5 ⋅ 2,06 ⋅ 105 ⋅ 43 + 0,3 ⋅ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 1,15 ⋅ 6 ⋅ (1,220 − 2 ⋅ 0,013) = −11,2 МПа 2 ⋅ 0,013 УТЭК 21.02.03 КП.02.17.000.ПЗ Лист 21 7. Пересчитываем коэффициент 𝜓2 , учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб по формуле 18: 11,2 2 11,2 𝜓2 = √1 − 0,75 ⋅ ( = 0,983 ) − 0,5 ⋅ 327,9 327,90 Пересчитываем толщину стенки газопровода 𝛿н , мм по формуле 16: 𝛿н = 1,15 ⋅ 6 ⋅ 1,220 8,418 = = 0,0127 м = 12,7мм 2 ⋅ (0,983 ⋅ 327,9 + 1,15 ⋅ 6) 654,4 Полученное расчетное значение толщины стенки округляем ближайшего большего по сортаменту.𝛿н ; = 13 мм 8. Проверим выполнение условия: 𝐷н 140 < 𝛿н ; (19) 1,220 < 0,013 140 0,0087 < 0,013 9. Кольцевые напряжения 𝜎кц , МПа: 𝜎кц = 𝜎кц = 𝑛⋅𝑝⋅(𝐷н −2⋅𝛿) 2⋅𝛿н , (20) 1,15 ⋅ 6 ⋅ (1,220 − 2 ⋅ 0,013) = 316,9 2 ⋅ 0,013 10. Определяем коэффициент 𝜓2 , учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб по формуле 18: 𝜓2 = √1 − 0,75 ⋅ ( 316,9 2 316,9 = 0,067 ) − 0,5 ⋅ 327,9 327,9 11. Проверяем прочность трубопровода в продольном направление по условию: |𝜎пр𝑁 | < 𝜓2 ⋅ 𝑅1 ; (21) 11,2 < 0,064 ⋅ 327,9 11,2 < 21,9 н 12. Для проверки по деформациям находим сначала кольцевые напряжения 𝜎кц , МПа от действия нормативной нагрузки внутреннего давления по формуле: Изм. Лист № докум. Подпись Дата УТЭК 21.02.03 КП.02.17.000.ПЗ Лист 22 н 𝜎кц = н 𝜎кц = 𝑝⋅(𝐷н −2⋅𝛿) 2⋅𝛿н , (22) ⋅ 𝑅2н , (23) 6 ⋅ (1,220 − 2 ⋅ 0,013) = 275,6 2 ⋅ 0,013 13. Проверим условие: н 𝜎кц < 𝑚𝑦 0.9⋅𝐾н где: 𝑅2н – предел текучести металла трубы, МПа, 𝑅2н = 350 275,6 < 0.9 ⋅ 350 0.9 ⋅ 1 275,6 < 350 14. Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, 𝜓3 : н 𝜎кц 𝜓3 = √1 − 0,75 ⋅ ( 𝑚𝑦 0,9⋅𝐾н 2 𝜎н ) − 0,5 ⋅ 𝑚𝑦кц н, н ⋅𝑅2 0.9⋅𝐾н ⋅𝑅2 (24) 2 𝜓3 = √1 − 0,75 ⋅ ( 275,6 275,6 = 0,605 − 0,55 = 0,34 ) − 0,5 ⋅ 0,9 ⋅ 350 0,9 ⋅ 350 0,9 ⋅ 1 0,9 ⋅ 1 н 15. Определяем значение продольных напряжений 𝜎пр , МПа, по формуле: н н 𝜎пр = µ ⋅ 𝜎кц − 𝐿 ⋅ 𝐸 ⋅△ 𝑡 + 𝐸⋅𝐷н 2⋅𝜌 , (25) где: 𝜌 – минимальный радиус изгиба трубопровода, м, для диаметра 1220 𝜌 = 1200. н 𝜎пр = 0,3 ⋅ 275,6 − 1,2 ⋅ 10−5 ⋅ 2,06 ⋅ 105 ⋅ 43 + 2,06 ⋅ 105 ⋅ 1,220 = 81 2 ⋅ 1200 16. Проверим выполнение условия: 𝑚 н |𝜎пр | < 𝜓3 ⋅ 0,9⋅𝐾 ⋅ 𝑅2н , н 81 < 0,55 ⋅ (26) 0,9 ⋅ 350 0,9 ⋅ 1 98 <192,5 Изм. Лист № докум. Подпись Дата УТЭК 21.02.03 КП.02.17.000.ПЗ Лист 23 Список использованных источников 1. Г. Г. Васильев Г. Е. Коробков «Трубопроводный транспорт нефти» Москва, «Недра–Бизнесцентр», 2002 г., 407 стр. 2. Л. И. Быков, Ф. М. Мустафин «Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов» Санкт–Петербург, Недра, 2006 г. 824 стр. 3. В.Ф Новоселов, А.И Гольянов, Е.М Муфтахов «Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов» Москва «Недра 1982» Изм. Лист № докум. Подпись Дата УТЭК 21.02.03 КП.02.17.000.ПЗ Лист 24 4. А. В. Шадрина «Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» Томск, 2012 г., 160 стр. 5. Р. А. Алиев «Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газонефтехранилищ и нефтебаз» Москва, Недра, 1987 г., 271 стр. 6. А. В. Громов «Строительство магистральных трубопроводов (линейная часть)» Киев, Будивельник, 1975 г., 352 стр. 7. П. П. Бородавкин, В. Л. Березин «Сооружение магистральных трубопроводов» Москва, Недра, 1977 г., 407 стр. Изм. Лист № докум. Подпись Дата УТЭК 21.02.03 КП.02.17.000.ПЗ Лист 25
