СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
2.1.3 Выбор диаметра и определение толщины стенки газопровода
В соответствии 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
|
[млрд.м |
3 |
год |
1 |
] |
|
Qз =27,3 |
|
|
выбираем количество ниток газопровода, |
|||
|
|
|
|
|
марку стали труб и её механические свойства, представленные в таблице 2.
Таблица 2
Наружный |
Рабочее давление |
Количество |
Марка |
Временное |
Предел |
диаметр |
газопровода, |
ниток, [шт.] |
стали |
сопротивление |
текучести, |
газопровода, |
[МПа] |
|
|
разрыву, [МПа] |
[МПа] |
[мм] |
|
|
|
|
|
1220 |
5,6 |
2 |
10ГНБ |
588,6 |
461,1 |
Толщина стенки определяется в соответствии со СНиП 2.05.06-85* по
формуле:
|
n P D |
H |
|
|
|||
(R n P ) |
|||
2 |
|||
|
i |
|
|
где: n-коэффициент перегрузки рабочего давления в газопроводе.=1,1;- рабочее давление в газопроводе.
Р = 5,6 [MПа]н - наружный диаметр трубы.н = 1220 [мм]i - расчетное сопротивления материала трубы.
R |
|
|
R |
1(H) |
m |
|||
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|||
|
i |
|
k |
|
k |
|
||
|
|
|
1 |
H |
||||
|
|
|
|
|
|
|
||
гдe: Ri(Н) - нормативное сопротивление материала трубы, принимаемое равным минимальному значению временного сопротивления;i(H) = вр = 588,6 [МПа] - согласно СНиП 2.05.06-85*.коэффициент условий работы линейной части газопровода, зависящей от категории;=0,9;
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
k1-коэффициент надежности по материалу, зависящий от характеристики трубы и марки стали;
k1=1,47;
kH - коэффициент надежности, зависящий от диаметра и внутреннего давления;
kH =1,1.
R |
588,6 0,9 |
327,6[МПа]; |
|
|
|
||
1 |
1,47 |
1,1 |
|
|
|
||
|
1,1 5,6 1,22 |
|
(327,6 1,1 5,6) |
||
2 |
12,1[мм]
.
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:
|
|
R |
|
|
|
||||
пр.N |
|
2 |
1 |
, |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|||||
где |
|
пр.N |
- продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и |
||||||
|
|||||||||
|
|
||||||||
воздействий, [МПа]; |
|
|
|||||||
2 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние |
|||||||||
металла труб; |
|
|
|
|
|
||||
R |
- расчетное сопротивление, [МПа]. |
||||||||
1 |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Продольное осевое напряжение определяется в соответствии со СНиП |
|||||||||
2.5.6-85* по формуле: |
|
|
|||||||
|
|
|
E t 0,25 |
n P DBH |
|
||||
|
|
|
|
|
|||||
пр.N = |
|
|
|
, |
|||||
где: - коэффициент Пуассона или коэффициент линейного расширения металла трубы,
= 12 105[град-1];
E - модуль упругости металла, E= 2,05 105 [МПа];
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
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].
DВН
- внутренний диаметр трубопровода,
D |
= |
D |
2 1220 2 12,5 |
ВН |
Н |
|
|
|
|
Подставив значения, получим:
1195
[мм].
1,2 10 |
5 |
2,05 10 |
5 |
30 |
0,25 |
1,1 5,6 1,195 |
|
|
|||||||
|
|
0,121 |
|||||
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 |
|||
2 |
|||||
|
|
|
|
||
металла труб при растягивающих осевых продольных напряжениях пр.N > 0 |
|||||
будет равен |
|
=1 согласно СНиП 2.05.06-85*. |
|||
2 |
|||||
|
|
|
|
||
Подставив необходимые данные, запишем условие:
пр.N
R 78,71[МПа] 1 327,6[МПа]. |
|
2 |
1 |
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
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
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 блочнокомплектном исполнении на рабочее давление 75 кгс/кв. см для компрессорных станций магистральных газопроводов.
Рис. 1. Циклонный пылеуловитель
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
2.2.1 Расчёт оборудования для очистки газа от механических
примесей
При проектировании КС Грязовец в установке очистки газа мной были
использованы циклонные пылеуловители ГП - 144. Рассчитаем необходимое
количество пылеуловителей.
Исходные данные:
|
млн.м |
3 |
|
|
|
|
|
|
|
Q = 82 [ |
сут |
|
|
] - суточная пропускная способность; |
|
|
|
||
|
млн.м |
3 |
|
|
|
|
|
||
qn = 20 [ |
сут |
|
|
] - производительность одного пылеуловителя; |
|
|
|
||
Pв = 3,99 [МПа] - давление на входе в пылеуловитель; Тв = 281,3 [К] - температура на входе в пылеуловитель. Определим перепад давления в сепараторе по формуле:
|
|
|
Р |
|
|
P |
|
2 |
|
||
в |
в |
|
|||
|
|
|
|
||
|
|
|
2 g |
; |
|
|
|
|
|
|
|
где: |
|
- коэффициент сопротивления отнесённый ко входному сечению, |
|||
|
|||||
по технической характеристике завода изготовителя;
0.014
;
|
|
|
2 |
- скорость газа во входном патрубке пылеуловителя; |
|
в |
||
|
|
2 |
8[ |
м |
] |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
в |
с |
|
|
|
||||
|
|
; |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|||
g - ускорение свободного падения; |
||||||||
g = 9.81 [м/с2]; |
|
|||||||
P 0.014 |
3,99 8 |
0,0228[МПа] |
||||||
2 |
9.81 |
|||||||
|
|
|
|
|
. |
|||
|
|
|
|
|
|
|
||
Для заданного количества газа определим расчётное число пылеуловителей:
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
N |
Q |
|
q |
|
|
|
n |
|
|
|
|
;
где: qn - производительность одного пылеуловителя, по технической характеристике завода изготовителя;
qn = 20 [млн. м³/сут];
N82 5 20
Произведем
5 2
резервных.
механический расчёт пылеуловителя.
Определим толщину стенки корпуса по формуле:
р |
|
|
|
|
|
Рраб Dв н |
|
|
2 |
Рраб ; |
|||||||
|
|
|||||||
где: |
|
р |
- расчётная толщина стенки корпуса; |
|||||
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|||
Рраб - рабочее давление;
Рраб=5,6 [МПа];
Dвн - внутренний диаметр пылеуловителя; |
|||||
Dвн=2000 [мм]; |
|||||
|
- коэффициент прочности сварных соединений; |
||||
|
|||||
=1; [34] |
|
||||
|
|
||||
|
|
|
|
||
|
- допускаемые напряжения для стали 16ГС; |
||||
|
|
|
|
||
|
=160 [МПа]. |
||||
|
р |
с |
; |
||
|
|
|
|||
|
|
|
|
||
где: - рекомендуемая толщина стенки для данных условий;
= 40 [мм];
с- прибавка для компенсации коррозии;
с= 3 [мм].
При условии:
c |
0.1 |
40 3 |
0.0185 |
0.1 |
|
||||
Dв н |
|
|||
|
2000 |
|||
|
|
; |
||
|
|
|
|
Условие соблюдается, следовательно:
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
|
|
|
|
|
5,6 2000 |
|
35,6[мм] |
|
||||||||||
р |
2 1 160 5,6 |
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
35,6 3 38,6[мм] |
|
|
|
|
; |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Принимается |
40[мм] |
. |
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
Определим толщину стенки днища по формуле: |
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
Р |
раб |
D |
в н |
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
р |
|
0.5 Р |
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
раб |
; |
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
при условии: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
0.02 |
|
дн |
с |
|
с |
2 |
с |
3 |
0.1 |
|||||||||
|
|
1 |
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
D |
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
; |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
в н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
где: |
|
дн |
- рекомендуемая толщина днища для данных условий; |
|||||||||||||||
|
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
дн |
= 50 [мм]. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
с1 - поправка для компенсации коррозии;
с1 = 3 [мм];
с2 - прибавка для компенсации минусового допуска;
с2 = 1.3 [мм].
с3 - прибавка технологическая;
с3=8 [мм].
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
60 3 1.3 8 |
0.023 |
|||
2000 |
|
|||
|
|
|||
0.002 0.023 0.1 |
||||
0.2 |
H |
0.5, |
||
D |
|
|||
|
в н |
|
|
|
|
|
|
|
|
;
где: Н - внутренняя высота эллиптической части днища аппарата,
Н = 500 [мм].
500 |
0.25 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
2000 |
0.2 0.25 0.5 |
|
|
||||||||||
|
|
; |
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5,6 2000 |
|
35,3[мм] |
|
|||||
дн. р |
2 1 160 0.5 5,6 |
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
дн |
|
дн. р |
с |
с |
2 |
с |
3 |
|
|
|
||
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
||||
|
дн |
35,3 3 1.3 8 47,6 |
|
; |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Принимается |
|
дн |
50[мм]. |
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Следовательно для данных пылеуловителей толщина стенки корпуса
40[мм] , толщина стенки днища дн 50[мм].
2.3Выбор установки охлаждения транспортируемого газа
Современные магистральные газопроводы нашей страны
характеризуются следующими основными параметрами газопередачи:
производительностью - до (32-35) млрд. м³/год при рабочем давлении природного газа в трубопроводе - до 7,36 [МПа] и диаметре - до 1420 [мм], а
также протяженностью - до 4000 [км]. Для транспортирования газа на современных компрессорных станциях применяются газоперекачивающие агрегаты, состоящие из центробежных нагнетателей и энергопривода, в
качестве которого используются газотурбинные установки или