1Классификация трубопроводов. Классификация трубопроводов
 Скачать 25.85 Kb.
|
Классификация трубопроводовМагистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения. Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям. Магистральные газопроводы в соответствии со СНиП 2.05.06.-85,в зависимости от рабочего давления, подразделяются на два класса: I- 2.5÷10 МПа; II-1,2 ÷2,5 МПа. Пропускная способность действующих однониточных магистральных газопроводов зависит от их диаметра и составляет 10÷50 млрд. м3 газа в год. По своему назначению трубопроводы делятся на следующие группы: внутренние – соединяют различные объекты и установки на промыслах, газоперерабатывающих заводах; местные - по сравнению с внутренними имеют большую протяженность (до нескольких десятков км) и соединяют газопромыслы или газоперерабатывающие заводы с головной станцией магистрального газопровода; магистральные – характеризуются большой протяженностью (сотни км), поэтому перекачка ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными по трассе. Режим работы трубопроводов – непрерывный (кратковременные остановки носят случайный характер или связанные с ремонтно – восстановительными работами). Прокладку трубопроводов можно осуществлять одиночно или параллельно действующим или проектируемым магистральным трубопроводам – в техническом коридоре, под которым согласно СНиП 2.05.06-85 понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных для транспортировки нефти (нефтепродуктов, в том числе сжиженных углеводородных газов) или газа (газового конденсата). В отдельных случаях допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов. Технологические трубопроводы классифицируются по роду транспортируемого вещества, материалу трубы, рабочим параметрам, степени агрессивности среды, месту расположения, категориям и группам. По роду транспортируемого вещества трубопроводы подразделяются на газопроводы, паропроводы, водопроводы, конденсатопроводы, маслопроводы, бензопроводы, кислотопроводы, щелочепроводы, а также специального назначения ( с обогревом, вакуум проводы) и другие. По материалу различают трубопроводы стальные (изготовленные из углеродистой, легированной и высоко легированной стали), из цветных металлов и их сплавов (медные, латунные, титановые, свинцовые, алюминиевые) , чугунные, неметаллические (полиэтиленовые, винипластовые, фторопластовые и стеклянные), футерованные (резиной, полиэтиленом фторопластом), эмалированные, биметаллические и другие. По условному давлению транспортируемого вещества трубопроводы разделяют на вакуумные, работающие при давлении ниже 0,1 МПа, низкого давления, работающие при давлении до 10 МПа, высокого (более 10 МПа) и безнапорные, работающие без избыточного давления. По температуре транспортируемого вещества трубопроводы подразделяются на холодные (температура ниже 0°С), нормальные (от 1 до 45°С) и горячие (от 46°С и выше). По степени агрессивности транспортируемого вещества различают трубопроводы для неагрессивных, мало агрессивных, средне агрессивных сред. Стойкость металла в коррозионных средах оценивают скоростью проникновения коррозии - глубиной коррозионного разрушения металла в единицу времени (мм/год). К неагрессивной и мало агрессивной средам относят вещества, вызывающие коррозию стенки трубы, скорость которой менее 0,1мм/год, средне агрессивной - пределах от 0,1 до 0.5 мм/год и агрессивной - более 0,5 мм/год. Для трубопроводов, транспортирующих неагрессивные и мало агрессивные вещества, обычно применяют трубы из углеродистой стали; транспортирующих средне агрессивные вещества - из углеродистой стали с повышенной толщиной стенки (с учетом прибавки на коррозию), из легированной стали, неметаллических материалов, футерованные; транспортирующих высоко агресс По месторасположению трубопроводы бывают внутрицеховые, соединяющие отдельные аппараты и машины в пределах одной технической установки или цеха и размещаемые внутри здания или на открытой площадке, и межцеховые, соединяющие отдельные технологические установки, аппараты емкости, находящиеся в разных цехах. Внутрицеховые трубопроводы по конструктивным особенностям могут быть обвязочные (около 70% общего объема внутрицеховых) и распределительные (около 30%). Внутрицеховые имеют сложную конфигурацию с большим количеством деталей, арматуры и сварочных соединений. На каждые 100 м длины таких трубопроводов приходится выполнять 80÷120 сварных стыков. Масса деталей, включая арматуру, в таких трубопроводах достигает 41% от общей массы трубопровода в целом. Межцеховые трубопроводы характеризуют довольно длинными прямыми участками (длиной до нескольких сот метров) со сравнительно небольшим количеством деталей, арматуры и сварных соединений. Масса деталей в межцеховых трубопроводах (включая арматуру) составляет около 3÷4%,а масса П- образных компенсаторов- около 7%. Стальные разделяют на категории в зависимости от рабочих параметров (температуры и давления) транспортируемого по трубопроводу вещества и группы в зависимости от класса опасности вредных веществ и показателей пожарной опасности веществ. По степени воздействия на организм человека все вредные вещества разделяют на 4 класса опасности (ГОСТ 12.1.005-76 и ГОСТ 12.1.007- 76): 1- чрезвычайно опасные, 2 - высоко опасные, 3- умеренно опасные, 4-малоопасные. По пожарной опасности (ГОСТ 12.1.004-76) вещества бывают: негорючие - НГ, трудно горючие - ТГ, горючие - ГВ, горючая жидкость - ГЖ, легко воспламеняющаяся жидкость - ЛВЖ, горючий газ ГГ, взрывоопасные - ВВ. Технологические стальные трубопроводы, рассчитанные на Ру до 10 МПа, в соответствии с СН 527-80 «Инструкция по проектированию технологических стальных трубопроводов на Ру до 10 МПа» подразделяют на 5 категорий (I-V) и три группы (А, Б, В). Газопроводы, как правило, относят к первой категории групп А, Б, В. Трубопроводы из пластмассовых труб (полиэтилена, полипропилена, поливинилхлорида) в соответствии с СН 550-92 «Инструкция по проектированию технологических трубопроводов из пластмассовых труб» применяют для транспортировки веществ, к которым материал труб химически стоек или относительно стоек, и классифицируют по категориям и их группам, установленным для стальных трубопроводов. При этом трубопроводы из пластмассовых труб запрещается применять для транспортировки вредных веществ первого класса опасности, взрывоопасных веществ и сжиженных углеводородных газов (СУГ). Трубопроводы из пластмассовых труб, по которым транспортируют вещества 2-го и 3-го классов опасности, относят к категории 2 и группе А; легковоспламеняющиеся жидкости, горючие газы, горючие вещества, горючие жидкости относят к категории 3 и группе Б; а трудногорючие и негорючие – к категории 4 или 5 и группе В. В общем случае, категория устанавливается проектом, при этом определяющим является тот параметр трубопровода, который требует отнесения его к наибольшей категории. Основные и вспомогательные сооружения магистральных трубопроводовВ состав магистральных трубопроводов входят: линейные сооружения, представляющие собой собственно трубопровод, систему противокоррозионной защиты, линии связи и т.п. перекачивающие станции; конечные пункты конденсатопроводов и газораспределительных станции (ГРС), из которых принимают поступающие по трубопроводу продукт и распределяют его между потребителями, подают на завод для переработки или отправляют далее другими видами транспорта. В некоторых случаях в состав магистрального трубопровода входят и подводящие трубопроводы, по которым конденсат или газ от промыслов подается к головным сооружениям. Основные элементы магистрального трубопровода - сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Как правило, их заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуются особыми геологическими условиями или необходимостью поддержанию температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне. Для магистральных трубопроводов применяют цельнотянутые или сварные трубы диаметром 300÷1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектных давлением, которое достигает 10 МПа. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи. На пересечении крупных рек газопроводы (a в некоторых случаях и конденсатопроводы) утяжеляют грузами или сплошными бетонными покрытиями и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечении железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 200 мм больше диаметра основного. Для удовлетворения 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 зашиты трубопровода от коррози Состав и физические свойства природных газовМесторождения природного газа в зависимости от состава пластовой продукции условно делятся на газовые и газоконденсатные, газонефтяные и газогидратные. Газовые – это месторождения, продукция которых не нуждается в дополнительной обработке перед подачей в магистральные газопроводы. Подготовка в этом случае заключается только в извлечении влаги из газа, а в случае необходимости и кислых компонентов. Это сухие газы с содержанием метана до 94¸98 % Газоконденсатные – это такие месторождения, продукция которых должна подвергаться обработке для извлечения из них пентана и высших углеводородов. Это влияет как на схему обработки пластовой продукции, так и на технико-экономические показатели эксплуатации месторождения. В составе газа таких месторождений от 70% до 90% метана (в среднем) – см. табл. 2.1, 2.2. Газонефтяные – имеют газовую шапку и нефтяную оторочку промышленного значения. Содержание метана в таких газах составляет 30¸50% (табл. 2.1, 2.2, 2.3). Газокондесатонефтяные – месторождения, содержащие газоконденсатную смесь и подстилающую её нефтяную оторочку (табл. 2.4). Газогидратные – содержат в продуктивных пластах газ в твёрдом гидратном состоянии, который образуется при определённых давлениях в участках земной коры с пониженной температурой. Основной компонент природных газов – метан (до 98%). В составе природных газов в значительном количестве содержатся также этан, пропан, бутан, пентан и более тяжелые углеводороды. В состав газов всегда входят водяные пары и довольно часто такие компоненты, как азот, сероводород, двуокись углерода и гелий. В составе природных газов и конденсата (газового) наряду с сероводородом встречаются и другие сернистые соединения, которые разделяются на две группы – активные и неактивные. К активным сернистым соединениям относятся сероводород, элементарная сера, сернистый ангидрид, меркаптаны и т.п. К неактивным соединениям серы – сульфиды, дисульфиды, тиофен и тиофаны. Из сернистых соединений газа наиболее активен сероводород, он вызывает коррозию ребования к качеству товарного газаПоказатели качества товарного газа основаны на следующих требованиях: · газ при транспортировке не должен вызывать коррозию трубопровода, арматуры, приборов и т.д.; · газ в условиях трубопровода (при его транспорте) должен быть в однофазном состоянии, т.е. не должно произойти образование и выпадение в газопроводе углеводородной жидкости, водяного конденсата и газовых гидратов; · товарный газ не должен вызывать осложнений у потребителя при его использовании. Для того чтобы газ отвечал указанным требованиям, необходимо определять точку росы по воде, содержание углеводорода, содержания в газе сернистых соединений, механических примесей и кислорода. Важный показатель качества товарного газа – содержание в нем кислорода. Значение этого показателя – не более 1%. При большем содержании кислорода газ становится взрывоопасным. Кроме того, кислород способствует усилению коррозии в системе. Отраслевой стандарт не устанавливает конкретное содержание отдельных углеводородов в товарном газе. Это связано с разнообразием составов сырьевого газа (см. табл. 2.3). Таблица 2.3. Нормы ОСТ 51.40-93 на природный газ, транспортируемый по магистральным газопроводам. Теплотехнические свойства нефтепродуктов и газаТеплота испарения – количество тепла, расходуемое на превращение в пар одного килограмма жидкости при температуре ее кипения (ее называют еще скрытой теплотой, т.к. она расходуется не на повышение температуры продукта, а на его испарение). Средние значения теплоты испарения (в кДж/кг): бензина – 293¸314; керосина – 230¸251; дизельных топлив – 209¸213; масел – 167¸209. Теплота конденсации – количество тепла, выделяющееся при конденсации пара в жидкость при той же температуре и численно равное скрытой теплоте испарения. Теплота сгорания (теплотворная способность) – количество тепла, выделяемое при полном сгорании топлива, МДж/кг (нефть – 42 МДж/кг, мазут – 41 МДж/кг, уголь – 31 МДж/кг, ацетилен – 49 МДж/кг, спирт метиловый – 22 МДж/кг, метан – 50 МДж/кг, этан – 52 МДж/кг, пропан – 46,2 МДж/кг, бутан – 45,8 МДж/кг, природный газ – 34,5 МДж/кг). Теплота плавления (скрытая) – количество тепла, поглощаемое 1 кг твердого тела, когда оно при температуре плавления превращается в жидкость. Температура застывания – температура, при которой продукт теряет текучесть. С увеличением содержания в нефтепродукте тяжелых УВ температура застывания уменьшается. Данная характеристика является важным показателем для масел. Температура кристаллизации – температура, при которой начинается выпадение УВ (в основном парафина), сопровождающееся помутнением нефтепродукта и изменением его вязкостных характеристик. Зная последние две характеристики, можно правильно выбрать способы хранения и транспортировки продуктов с низкой температурой зас Теплоемкость – количество тепла, которое необходимо затратить для нагрева 1 кг вещества на 10С. В зависимости от того, к какому количеству продукта относится тепло, различают удельную (на единицу массы) и мольную (на один моль). Зная теплоемкость продукта, можно определить необходимое количество тепла на нагревание его до требуемой температуры. Теплоемкость увеличивается с повышением температуры и уменьшением плотности. В зависимости от условий, при которых происходит процесс для газов и паров различают теплоемкость при постоянном давлении (Ср) и при постоянном объеме (Сv). Для природного газа среднее значение теплоемкости равно 2,5 кДж/кг×К. Влагосодержание природных газов. Природный газ в пластовых условиях насыщен парами воды, поскольку газоносные породы всегда содержат связанную, подошвенную или краевую воду. В процессе эксплуатации месторождений значения давлений и температур изменяются. При этом снижение температуры вызывает уменьшение количества водяных паров в газовой фазе, а снижение давления – увеличение их содержания. В самом пласте по мере разработки происходит увеличение влагосодержания газа, т.к. пластовое давление падает при изотермическом режиме. Влагосодержание природного газа – важнейший параметр, который определяет в значительной мере технологические режимы эксплуатации скважин газопромысловых сооружений. Содержание влаги в газе характеризуют абсолютным и относительным влагосодержанием. Абсолютное влагосодержание W равно массе водяных паров в единице объёма газовой смеси, приведённой к н.у. (0оС и 0,1 МПа), и измеряется в г/м3или кг/1000м3. Относительное влагосодержание W0 – отношение фактического содержания паров воды в единице объёма газовой смеси при данных давлении и температуре к его максимальному влагосодержанию, т.е. к количеству водяных паров, которые могли бы содержаться в этом же объёме и при тех же условиях при полном насыщ |