Добавил:
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
Магистральный газопровод-1.pdf
Скачиваний:
4
Добавлен:
31.01.2021
Размер:
2.41 Mб
Скачать

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

АВТОНОМНАЯ НЕКОММЕРЧЕСКАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ УЧЕБНЫЙ ЦЕНТР «ПРОМСТРОЙГАЗ»

(АНО ДПО Учебный центр «ПромСтройГаз»)

Магистральный газопровод

Общий положительный импульс к развитию получает экономика острова в целом. Деятельность операторов нефтегазовых проектов на Сахалине способствовала снижению безработицы до рекордно низкого уровня, равного 1%.

А ведь еще несколько лет назад уровень безработицы на острове был одним из самых высоких в стране.

Долговременные выгоды населению принесет и серьезная модернизация объектов островной инфраструктуры. Благодаря созданию возможности стабильных долгосрочных поставок природного газа на внутренний рынок, проект потенциально может способствовать удовлетворению потребностей Сахалинской области в энергоресурсах.

Успешная реализация проекта «Сахалин-2», промышленные поставки российской нефти и газа в страны АТР и Америку в рамках проекта внесут весомый вклад в решение задачи выхода с нашими энергоресурсами на рынок АТР,

проторив дорогу на новые рынки, где наша страна, уже завоевавшая репутацию надежного и ответственного поставщика энергоресурсов в Европу, сможет повторить этот успех в новом регионе. Для достижения поставленной цели потребуются новые амбициозные крупные проекты по освоению обширного российского шельфа, и здесь опыт первопроходца – проекта «Сахалин-2», –

очевидно, будет весьма востребован.

1 Магистральный газопровод

1.1 Назначение, классификация и состав магистральных газопроводов

К магистральным газопроводам относят трубопроводы и ответвления

(отводы) от них диаметром до 1420 мм с избыточным давлением

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

транспортируемого продукта не более 10 МПа, предназначенные для транспортировки природного или попутного нефтяного углеводородного газа из районов добычи (от головных компрессорных станций (ГКС)) до газораспределительных станций (ГРС) городов, населенных пунктов или других потребителей.

В соответствии со СНиП 2.05.06-85* в зависимости от рабочего давления в трубопроводе магистральные газопроводы подразделяются на два класса:

класс I – рабочее давление от 2,5 до 10 МПа включительно;

класс II – рабочее давление от 1,2 до 2,5 МПа включительно.

Газопроводы, эксплуатируемые при давлениях ниже 1,2 МПа, не относятся к магистральным, это внутрипромысловые, внутризаводские, подводящие газопроводы, газовые сети в городах и населенных пунктах и другие трубопроводы.

По характеру линейной части магистральные газопроводы могут быть:

однониточными простыми (с одинаковым диаметром от головных сооружений до конечной газораспределительной станции);

многониточными, когда параллельно основной нитке проложены вторая,

третья и последующие нитки.

Магистральные газопроводы и их участки подразделяются на категории с различными требованиями в зависимости от условий работы. Значения коэффициента условий работы трубопровода для различных категорий представлены в таблице 1.1. К категориям магистральных газопроводов и их участкам в зависимости от коэффициента условий работы при расчете на прочность предъявляются определенные требования в части контроля сварных соединений и предварительного испытания Рисп .

К категории В относятся газопроводы, сооружаемые внутри зданий и на территориях компрессорных станций и газораспределительных станций.

Для участков подключения компрессорных станций, узлов пуска и приема очистных устройств, переходов через водные преграды шириной по зеркалу воды в межень 25 м и более СНиП устанавливает категорию I.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

На наиболее сложных и ответственных участках трассы (болота, водные преграды и т.д.) категория магистральных газопроводов обычно повышается на одну ступень.

Таблица 1.1 – Категории магистральных трубопроводов и их участков

 

 

Коэффициент

условий

работы

Категория

трубопровода и его

трубопровода при расчете его на

участка

 

прочность,

устойчивость

и

 

 

деформативность, m

 

 

 

 

 

 

В

 

0,60

 

 

 

 

 

 

 

I

 

0,75

 

 

 

 

 

 

 

II

 

0,75

 

 

 

 

 

 

 

III

 

0,9

 

 

 

 

 

 

 

IV

 

0,9

 

 

 

 

 

 

 

Участок магистрального газопровода имеет следующую структуру.

На промысле газ от скважин под действием пластового давления по сборным индивидуальным газопроводам («шлейфам») поступает на газосборные пункты,

где осуществляют первичный замер его, а при необходимости и редуцирование. От газосборных пунктов газ поступает в промысловый газосборный коллектор и по нему на головные сооружения (установку комплексной подготовки газа - УКПГ),

где проводят его очистку, осушку, вторичный замер и доведение до товарной кондиции. На головной КС газ компримируется до номинального рабочего давления и поступает в линейную часть магистрального газопровода.

К линейной части магистрального газопровода относят собственно магистральный газопровод с линейной арматурой, переходами через естественные и искусственные преграды, линиями технологической связи и электропередачи,

вдольтрассовыми и подъездными дорогами, защитными сооружениями, отводами

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

к промежуточным потребителям, водо- и конденсатосборниками и другими узлами, системой электрохимической защиты.

В состав наземных объектов магистрального газопровода входят компрессорные станции КС, газораспределительные станции и пункты (ГРС и ГРП). КС отстоят друг от друга на расстоянии примерно 125 км. Газ, поступающий на ГРС, дополнительно обезвоживается, очищается, редуцируется, одоризуется,

замеряется и распределяется по трубопроводам отдельных потребителей или групп их.

Подземные хранилища газа (с КС или без них) предназначены для регулирования сезонной неравномерности потребления газа (летом газ в них накапливается, а зимой подается потребителям). Подземные хранилища газа сооружают вблизи крупных городов и промышленных центров. Обычно газ закачивают в водоносные горизонты пористых пород, выработанные нефтяные и газовые месторождения или в специально разработанные (вымытые) хранилища в соляных отложениях значительной мощности.

1.2 Требования к прочности газопроводов и расчет прочности

1.2.1 Требования к трубам магистрального газопровода Для строительства магистральных газопроводов могут применяться

бесшовные трубы, электросварные прямошовные трубы или трубы со спиральным швом. Материалы труб:

– спокойные и полуспокойные низколегированные стали (диаметр до 1020

миллиметров);

– низколегированные стали в термически или термодинамически упрочнённом состоянии (диаметр до 1420 миллиметров).

Трубы диаметром 1020 миллиметров и более должны изготавливаться из листовой и рулонной стали, прошедшей 100% контроль физическими неразрушающими методами.

Трубы бесшовные следует применять по ГОСТ 8731–87. Трубы стальные электросварные диаметром до 800 миллиметров по ГОСТ 20295–85. Для труб

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

диаметром свыше 800 миллиметров по техническим условиям, утверждённым в установленном порядке.

Кольцевые сварные соединения должны выполняться с применением дуговых методов сварки (в том числе ручной, автоматической под флюсом,

механизированной в среде защитных газов, механизированной само защитной порошковой проволокой), а также электроконтактной сваркой – оплавлением.

Сварное соединение должно быть равнопрочно основному металлу трубы.

Сварные швы должны быть плотными, непровары и трещины любой протяжённости и глубины не допускаются. Все сварные соединения труб должны быть полностью проверены физическими не разрушающимися методами контроля.

Для труб диаметром свыше 800 миллиметров отклонение от номинального размера для наружного диаметра торцов труб не должно превышать ±2

миллиметра. Овальность концов труб, то есть отношение разности между наибольшими и наименьшими диаметрами в одном сечении к номинальному диаметру, не должна превышать 1%. Кривизна труб не должна превышать 1,5

миллиметров на 1 метр длины, а общая кривизна не более 0,2% длины трубы. 1.2.2 Расчет прочности газопровода Параметры рассчитываемого магистрального газопровода:

пропускная способность q = 45 млн.м3/сутки;

протяженность l = 144 км;

давление на выходе из центробежного нагнетателя 7,8 МПа;

давление на входе в центробежный нагнетатель 5,2 МПа;

наружный диаметр газопровода Dн = 1220 мм;

средняя температура грунта на глубине заложения оси газопровода Т0 = 278

К;

– среднегодовая температура воздуха Твозд = 271 К.

Для сооружения газопровода будут использованы стальные электросварные прямошовные трубы, изготовленные из листовой стали класса прочности К60.

Например трубы, изготовленные по ТУ 14-3-1938-2000 или ТУ 1381-012-05757848-

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

2005. Значения основных характеристик трубной стали указанного класса прочности представлены в таблице 1.2.

При выполнении расчётов вводится ряд коэффициентов, учитывающих влияние ряда факторов, влияющих на его несущую способность газопровода. Они определяются по СНиП 2.05.06-85*. Значения коэффициентов представлены в таблице 1.3.

Таблица 1.2 – Основные характеристики трубной стали класса прочности X70

Временное

Предел

 

 

 

 

 

сопротивление

Модуль

 

 

Коэффициент

 

 

Коэффициент

 

 

 

 

 

 

 

упругости Е,

линейного

 

 

текучести

Пуассона μ0

 

разрыву ,

 

 

 

 

МПА

расширения, α1/С0

 

, МПа

 

 

 

МПа

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

565

483

2,06∙105

0,3

 

1,2∙10-5

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 1.3 – Коэффициенты надёжности

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Значение, принятое в расчётах

 

Наименование

 

 

 

 

 

 

 

 

 

DN 1220, РР 7.8 МПа

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Коэффициент надежности по назначению, kн

 

1,1

 

 

 

 

 

 

 

Коэффициент надежности по материалу, k1

 

1,34

 

 

 

 

 

 

 

Коэффициент надежности по нагрузке, n

 

1,1

 

 

 

 

 

 

Категория участка магистрального газопровода

I

 

 

 

 

 

 

 

Коэффициент условий работы, m

 

0,75

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Коэффициент

защемления

трубопровода

в

0,5

 

 

грунте, m0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Коэффициент повторяемости землетрясений, kn

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Коэффициент,

учитывающий

степень

1.5

ответственности трубопровода, k0

 

 

 

 

 

 

 

Определение нормативного сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений R1

МПа (1.1)

где – временное сопротивление металла труб, МПа; m – коэффициент условий работы; k1 – коэффициент надежности по материалу; kH – коэффициент надёжности по назначению.

Минимально возможная толщина стенки трубы δ

см (1.2)

где Ρ – рабочее (нормативное) давление в газопроводе, МПа; n

коэффициент надёжности по нагрузке; DH - наружный диаметр газопровода,

см; R1 – расчётное сопротивление, МПа.

По полученному результату выбираем толщину стенки трубы по сортаменту равную 18 мм.

Внутренний диаметр трубы DВ

мм (1.3)

где DH – наружный диаметр трубы, мм; – выбранная по сортаменту толщина стенки трубы, мм.

Выбранную трубу проверяем на величину продольных осевых сжимающих напряжений, МПа, определяемых от расчётных нагрузок и воздействий с учётом упругости работы металла труб.

Проверка на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении производится из условия

(1.4)

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

где 2 — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих осевых продольных напряжениях 2= 1; при сжимающих он определяется по формуле

(1.5)

где кц кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа.

МПа (1.6)

где n — коэффициент надёжности по нагрузке; р — рабочее (нормативное)

давление в газопроводе, МПа.

Абсолютное значение максимального отрицательного температурного перепада

°С (1.7)

Абсолютное значение максимального положительного температурного перепада

°С (1.8)

Продольные осевые напряжения сжатия (при Δt = 61 °С)

МПа (1.9)

Проверка условия

; ;

Условие выполняется.

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять по формуле