Эффективность работы магистрального газопровода

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

ВВЕДЕНИЕ

Эффективность работы магистрального газопровода (МГ) во многом определяются техническим состоянием объектов и оборудования, обеспечивающих его функционирование, и рациональностью их использования. В процессе эксплуатации МГ меняется состояние линейной части и оборудования компрессорной станции (КС), что предопределяет изменение пропускной способности МГ и, следовательно, параметров его работы даже при постоянной производительности. В этих условиях, эксплуатационному персоналу приходиться решать следующие задачи: выбор оптимальной технологической схемы работы МГ при заданной производительности его работы, выбор технологической схемы газопровода для реализации максимальной пропускной способности газопровода при фактическом состоянии объектов и оборудования, разработки мероприятий по улучшению технико – экономических показателей работы МГ.

Анализ работы МГ имеет целью установить степень использования установленной мощности и экономичности выполняемой работы на транспорт газа. При этом появляется возможность выделить лимитирующие элементы МГ либо отличающиеся повышенной энергоемкостью. Полученные данные являются базой для разработки организационно – технических мероприятий по улучшению использования оборудования и эффективности его работы.

Лист

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

потребностей в нефтепродуктах и газе населенных пунктов, находящихся вблизи трасс нефтепродуктопроводов и газопроводов, от них прокладывают отводы или ответвления из труб сравнительно малого диаметра, по которым газ непрерывно отводится в эти населенные пункты. С интервалом 10 30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные краны или задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта. С обеих сторон линейного крана на газопроводе имеются свечи для выпуска газа в атмосферу при авариях.

Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигнала телеизмерения и телеуправления. Располагаемые на трассе станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением противокоррозионному изоляционному покрытию. На расстоянии 10 20 км друг от друга вдоль трассы размещены усадьбы линейных обходчиков, в обязанность которых входит наблюдение за исправностью своего участка и устройствами электрической защиты трубопровода от коррозии.

Магистральный газопровод подает газ к газораспределительным станциям и контрольно-распределительным пунктам, где его очищают от механических примесей, конденсата и влаги, замеряют проходящий объем, снижают давление и одорируют (если это не было выполнено на головных сооружениях газопровода) перед подачей к потребителю. Вблизи конечного участка магистрального газопровода у потребителя создаются подземные хранилища газа, предназначенные для регулирования сезонных и суточных неравномерностей газопотребления. [3]

Лист

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

Магистральные газопроводы, как уже указывалось, по способу укладки делят на подземные и надземные. Глубину заложения газопроводов до верха трубы следует принимать при подземной прокладке: при диаметре менее 1000мм — 0,8 м; при диаметре 1000 мм и более— 1 м; на болотах или торфяных грунтах, подлежащих осушению,— 1,1 м; в песчаных барханах, считая от нижних отметок межбарханных оснований — 1 м; в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин — 0,6 м.

Надземная прокладка допускается в пустынных районах, болотистых мечтах, горных районах, районах горных выработок и оползней на неустойчивых грунтах, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия. Наземная прокладка допускается на участках с резко пересеченным рельефом местности, а также в заболоченных местностях; при этом газопровод укладывается в специально возводимые земляные насыпи, устроенные с тщательным послойным уплотнением и поверхностным закреплением грунта. [4]

Лист

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

m - коэффициент условий работы трубопровода, для транспортирования

природного газа при подземной прокладке, для труб диаметром менее 1200 мм

четвертая категория m=0,9 [1];

к1 - коэффициент надежности по металлу, для данной марки стали к1=l,4 [1];

кн - коэффициент надежности по назначению, для газопроводов с условным диаметром 1000 мм и внутренним давлением 5,4 МПа, кн=1,0 [1];

(2.3)

Коэффициент ψ1=l при сжимающих продольных осевых напряжениях σпрN >O. При σпрN<0 , ψ1 определяется по формуле:

(2.4)

Первоначально принимаем ψ1=1

Рассчитаем предварительную толщину стенки:

(2.5)

Мы имеем право выбрать толщину стенки δ =10 мм, но вследствие высокой коррозионной активностью грунта, по ТУ 14-3-1698-2000 марки стали 17Г1С-У принимаем толщину стенки δ =11 мм.

Продольные осевые напряжения рассчитаем по формуле:

(2.6)

где t - расчетный перепад температур; μ - коэффициент Пуассона, μ =0,3 [1];

αt - коэффициент линейного расширения металла,

Лист

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

(2.11)

Окончательно принимаем трубу диаметром 1020>11мм.

Лист

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

(3.5)

где- максимальные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий; - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металлтрубы;

кольцевые напряжения в стенках трубопровода от нормативной внутреннегодавления; нормативное сопротивление материала растяжению (сжатию), зависящее о

марки стали, в расчетах принимается

(3.6)

где1000 - минимальныйрадиусупругогоизгибаоситрубопровода. Дляпроверкиподеформациямнаходим:

1) Кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки - внутреннего давления:

(3.7)

Коэффициентопределяетсяпоформуле:

Лист

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

Для отрицательного температурного перепада:

для

Проверка на недопустимые пластичные деформации не соблюдается. Увеличиваем радиус упругого изгиб=1500 м, тогда для отрицательного температурного перепада

Лист

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

4 Методы диагностирования линейной части МГ

Диагностические методы контроля технического состояния ЛЧ МГ на протяжении нескольких лет претерпевали всевозможные изменения, дополнения, а также разработку и внедрение новых методов. В настоящее время если можно так выразится методы диагностики представляют собой комплекс в состав, которого входят:

аэрокосмическая съемка трасс магистральных трубопроводов с использованием цветной, многозональной инфракрасной радиочастотной и других методов съемки;

внутритрубная дефектоскопия;

приборное обследование подводных переходов магистральных трубопроводов;

диагностика изоляционных покрытий;

геодезическое позиционирование;

вертолетные обследования - визуальные и со съемкой наземных и надземных трубопроводных систем, осуществляемый при наземных обследованиях и с вертолетов;

испытание и переиспытание участков трубопроводов

гидравлическими или пневматическими методами внутренним давлением.

На особо ответственных участках МГ, требующих постоянного контроля, для диагностики создаются автоматизированные системы телеметрического комплекса для получения информации о действительных условиях эксплуатации трубопровода и его взаимодействии с окружающей средой.

Лист

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

Основные технические характеристики профилемеров приведены в таблице 1., особенности и искажения формы газопровода в таблице 2.

Таблица 1 – Основные технические характеристики используемых снарядовпрофилемеров

Таблица 2 – Выявленные снарядами-профилемерами особенности и искажения формы газопровода

Основные компоненты диагностического обследования линейных участков магистральных газопроводов:

1.Подготовка участка газопровода к обследованию

2.Инспекция газопровода внутритрубными снарядами-дефектоскопами

3.Обработка, интерпретация и представление результатов инспекции

4.Анализ результатов инспекции и оценка технического состояния участка газопровода

Лист

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

Для диагностики таких протяженных сооружений, как магистральные трубопроводы, эффективной является внутритрубная дефектоскопия, и эта идея была реализована в 80-х годах посредством создания снарядовдефектоскопов, которые, перемещаясь в потоке по трубопроводу, осуществляют сбор информации о дефектах.

Внутритрубная дефектоскопия базируется на применении двух методов

- магнитного и ультразвукового.

Внутритрубная магнитная дефектоскопия основана на сравнении параметров магнитного поля в средах с разными магнитными характеристиками. Внутритрубное устройство включает в себя постоянный магнит, который создает магнитный поток в продольном направлении вокруг всей окружности и через толщину стенки трубы. По мере перемещения устройства вдоль трубопровода, электромагнитное поле перемещается по стенке трубы. Поток остается в стенке трубы до тех пор, пока в ней не появится дефект. В месте дефекта по наружной или внутренней поверхности создается поле потока, лежащее снаружи стенки трубы. Искажение поля потоком индуцирует сигналы в одну или несколько групп катушек, расположенных между полюсами магнита и направленных вокруг окружности трубы (рисунок 3). Полученный электрический сигнал и его расположение относительно трубопровода, записывается на фотопленку. После этого проводится просмотр и распечатка показаний (рисунок 4).

Рисунок 3 – Рассеяние магнитного потока в месте дефекта

Лист