Глава 2.

Механическая часть.

2.1. Технологический расчет магистрального газопровода.

2.1.1 Расчет теплофизических свойств газа.

Таблица 1. Компонентный состав транспортируемого газа.

Компоненты	Концентра-ция i-го компонента газа, хi	Молярная масса i-го компонен-та газа, Мi, [кг/кмоль]	Критическое значение температу-ры i-того компонен-та газа Ткр. , [К]	Плотность i-го компонента газовой смеси, ρi , [кг/м3].	Критическое значение давления i-того компонента газаРкр. , [МПа]
СН4	0,9775	16,04	190,9	0,7168	4,73
С2Н6	0,008	30,07	305,3	1,344	4,98
С4Н10	0,0035	58,12	425	2,598	3,45
N2	0,008	28,02	125,6	1,2505	3,46
СО2	0,003	44	304,3	1,9768	7,28

Молярная масса М [кг/кмоль] природного газа определяется по формуле на основе компонентного состава:

,

где: х_i – концентрация i-го компонента газа;

М_i – молярная масса i-го компонента газа.

Газовую постоянную смеси определим по формуле:

;

где: - универсальная газовая постоянная;

;

.

Определим плотность газовой смеси при нормальных условиях по формуле:

;

где: µ_в – молекулярная масса воздуха;

;

.

Определим плотность газовой смеси при стандартных условиях по формуле:

;

где: ρ_i – плотность i-го компонента газовой смеси;

.

Определим относительную плотность газа по воздуху по формуле:

;

где: ρ_в – плотность воздуха;

;

.

Определим критическое давление и критическую температуру газа по формулам:

;

где: Р_крi – критическое значение давления i-того компонента газовой смеси;

Т_крi – критическое значение температуры i-того компонента газовой смеси.

2.1.2 Оценочная пропускная способность газопровода.

Определим оценочную пропускную способность газопровода по формуле:

;

где: Q_ср – производительность газопровода;

Q_ср =27,3 млрдм³/год.

- оценочный коэффициент использования пропускной способности:

.

К_ро – коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей;

К_ро = 0,95;

К_эт – коэффициент экстремальных температур;

К_эт =0,98;

К_нд – оценочный коэффициент надежности газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода при отказах линейных участков или оборудования;

К_нд=0,98.

;

.

2.1.3 Выбор диаметра и определение толщины стенки газопровода.

В соотвествии с рекомендациями ЮжНииГипрогаз и обзором современного рынка, определяем конкурирующие диаметры труб, необходимые при строительстве линейной части газопровода. Наиболее полно современным Российским требованиям к качеству электросварных прямошовных труб большого диаметра соответствуют трубы Челябинского трубопрокатного завода, изготовленные согласно ТУ 14-3-1698-2000 из нормализованной, горячекатаной низколегированной стали.

По величине заданной пропускной способности

Q_з =27,3 выбираем количество ниток газопровода, марку стали труб и её механические свойства, представленные в таблице 2.

Таблица 2.

Наружный диаметр газопровода, [мм]	Рабочее давление газопровода, [МПа]	Количество ниток, [шт]	Марка стали	Временное сопротивление разрыву, [МПа]	Предел текучести, [МПа]
1220	5,6	2	10ГНБ	588,6	461,1

Толщина стенки определяется в соответствии со СНиП 2.05.06-85* по формуле:

где: n-коэффициент перегрузки рабочего давления в газопроводе.

n=1,1;

P - рабочее давление в газопроводе.

Р = 5,6 [MПа]

Dн - наружный диаметр трубы.

Dн = 1220 [мм]

R_i - расчетное сопротивления материала трубы.

гдe: R_i(Н) - нормативное сопротивление материала трубы, принимаемое

равным минимальному значению временного сопротивления;

R_i(H) = _вр = 588,6 [МПа] – согласно СНиП 2.05.06-85*.

m-коэффициент условий работы линейной части газопровода, зависящей от категории;

m=0,9;

k₁-коэффициент надежности по материалу, зависящий от характеристики трубы и марки стали;

k₁=1,47;

k_H- коэффициент надежности, зависящий от диаметра и внутреннего давления;

k_H =1,1.

.

Принимаем толщину стенки по ТУ 14 -3 – 721 – 78 = 12,5 [мм];

2.1.4.Расчёт газопровода на прочность и устойчивость.

Расчёт проектируемого участка газопровода на прочность и устойчивость проводится по СНиП 2.05.06-85*.

В связи с тем, что проектируемый участок магистрального газопровода не проходит по территории вечно мёрзлых грунтов, сейсмически опасных районов и протяженность водных участков, на которых возможна потеря устойчивости газопровода, мала, то расчет устойчивости газопровода проводить не будем согласно СНиП 2.05.06-85*.

Расчет на прочность подземного газопровода в продольном направлении проводится согласно условию:

_пр.N ,

где - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, [МПа];

- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб;

- расчетное сопротивление, [МПа].

Продольное осевое напряжение определяется в соответствии со СНиП 2.5.6-85* по формуле:

_пр.N = ,

где:  - коэффициент Пуассона или коэффициент линейного расширения металла трубы,

 = 12  10⁵[град^-1];

E- модуль упругости металла, E= [МПа];

t- расчетный температурный перепад, равный разности между максимальной температурой эксплуатации и минимальной температурой укладки трубопровода.

Среднегодовая температура грунта г. Грязовец на глубине 3,2 [м] составляет плюс 4,5[⁰С], а в районе г. Выборг плюс 6,5 [⁰С]. Средняя температура января от минус 22,1[⁰С] до минус 13,8 [⁰С]. Следовательно, температурный перепад t=30 [⁰С].

- внутренний диаметр трубопровода,

= [мм].

Подставив значения, получим:

_пр.N= 78,71[МПа],

_пр.N > 0, следовательно, на прямолинейных участках трубопровода осевые сжимающие напряжения отсутствуют, и уточнение толщены стенки не проводим.

Коэффициент , учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб при растягивающих осевых продольных напряжениях _пр.N > 0 будет равен =1 согласно СНиП 2.05.06-85*.

Подставив необходимые данные, запишем условие:

_пр.N

Условие выполняется, следовательно, уточнения толщины стенки изменения материала стенки труб не требуется.

2.2 Очистка газа от механических примесей

Пылеуловители применяются на КС для очистки газа от механических примесей. В состав примесей, взвешенных в газе, транспортируемом по газопроводам, могут входить: песок, влага, конденсирующиеся углеводороды, компрессорное масло, окисные и сернистые соединения железа.

Пыль в транспортируемом газе состоит из продуктов коррозии внутренней поверхности стальных труб газопровода, механических загрязнений, не удаленных из газопровода после окончания его строительства или ремонта, а также из песка, выносимого из газовых скважин на головных участках магистральных газопроводов при неудовлетворительной работе сепарационных устройств.

Для очистки газа при его транспорте по газопроводам в моем проекте применяются циклонные пылеуловители.

В циклонном пылеуловителе (рис.1) неочищенный поток газа поступает в нижнюю секцию пылеуловителя, поворачивает наверх. В расположенных в верхней части пылеуловителя 1 циклонах газ получает вращательное движение, капли влаги, и механические примеси центробежными силами отжимаются к стенкам циклонов, затем сбрасываются вниз в камеру сбора примесей 2, из которой они периодически удаляются. Освободившийся от взвеси газ в нижней части конуса теряет скорость и обратным потоком поднимается в выходной патрубок 3.

В целях повышения надежности, эффективности и снижения металлоемкости центральным конструкторским бюро нефтеаппаратуры (ЦКБН) разработаны и используются циклонные пылеуловители в блочно-комплектном исполнении на рабочее давление 75 кгс/кв.см для компрессорных станций магистральных газопроводов.

Рис.1 Циклонный пылеуловитель.