Лупинг. ЛУПИНГ. Курсовой проект разработка мероприятий по увеличению производительности магистрального газопровода на 15 %

Название	Курсовой проект разработка мероприятий по увеличению производительности магистрального газопровода на 15 %
Анкор	Лупинг
Дата	24.03.2023
Размер	134.67 Kb.
Формат файла
Имя файла	ЛУПИНГ.docx
Тип	Курсовой проект #1011966
страница	2 из 2

1 2

1.3 Организация работ по сооружению лупинга.
Монтаж лупинга следует выполнять в соответствии с проектом производства работ, который должен содержать указания о способе и последовательности монтажа, обеспечивающего прочность, устойчивость и неизменяемость конструкции на всех стадиях монтажа. При этом суммарная величина монтажных напряжений в трубопроводе должна быть не более 90 % нормативного предела текучести материала трубы.

После проведения испытаний трубопровода следует проводить повторный геодезический контроль положения всех элементов конструкции лупинга.

Испытание магистральных трубопроводов на прочность и проверку на герметичность следует производить после полной готовности участка или всего трубопровода (крепления на опорах, очистки полости, установки арматуры и приборов, катодных выводов и представления исполнительной документации на испытываемый объект).

Испытание трубопроводов на прочность и проверку на герметичность следует производить гидравлическим (водой, незамерзающими жидкостями) или пневматическим (воздухом, природным газом) способом для газопроводов.

Гидравлическое испытание трубопроводов водой при отрицательной температуре воздуха допускается только при условии предохранения трубопровода, линейной арматуры и приборов от замораживания.

Способы испытания, границы участков, величины испытательных давлений и схема проведения испытания, в которой указаны места забора и слива воды, согласованные с заинтересованными организациями, а также пункты подачи газа и обустройство временных коммуникаций определяются проектом.

Протяженность испытываемых участков не ограничивается, за исключением случаев гидравлического испытания и комбинированного способа, когда протяженность участков назначается с учетом гидростатического давления.

Общее время выдержки участка трубопровода под испытательным давлением без учета времени циклов снижения давления и восстановления должно быть не менее 24 ч.

Подвергаемый испытанию на прочность и проверке на герметичность магистральный трубопровод следует разделить на отдельные участки, ограниченные заглушками или линейной арматурой.

Линейная арматура может быть использована в качестве ограничительного элемента при испытании в случае, если перепад давлений не превышает максимальной величины, допустимой для данного типа арматуры.

Проверку на герметичность участков всех категорий трубопроводов необходимо производить после испытания на прочность и снижения испытательного давления до максимального рабочего, принятого по проекту.

При пневматическом испытании заполнение трубопровода и подъем давления в нем до испытательного должны вестись через полностью открытые краны байпасных линий при закрытых линейных кранах.

Согласно ГОСТ 32569-2013,при пневматическом испытании подъем давления в трубопроводе следует производить плавно (не более 0,3 МПа (3 кгс/см²) в час), с осмотром трассы при величине давления, равного 0,3 от испытательного, но не выше 2 МПа (20 кгс/см²). На время осмотра подъем давления должен быть прекращен. Дальнейший подъем давления до испытательного следует производить без остановок. Под испытательным давлением трубопровод должен быть выдержан для стабилизации давления и температуры в течение 12 ч при открытых кранах байпасных линий и закрытых линейных кранах. Затем следует снизить давление до рабочего, после чего закрыть краны байпасных линий и провести осмотр трассы, наблюдения и замеры величины давления в течение времени не менее 12 ч.

При подъеме давления от 0,3 Р_исп. до Р_исп. и в течение 12 ч при стабилизации давления, температуры и испытаниях на прочность осмотр трассы запрещается.

Осмотр трассы следует производить только после снижения испытательного давления до рабочего с целью проверки трубопровода на герметичность.

При заполнении трубопроводов водой для гидравлического испытания из труб должен быть полностью удален воздух. Удаление воздуха осуществляется поршнями-разделителями или через воздухоспускные краны, устанавливаемые в местах возможного скопления воздуха.

Трубопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания трубопровода на прочность давление остается неизменным, а при проверке на герметичность не будут обнаружены утечки.

При пневматическом испытании трубопровода на прочность допускается снижение давления на 1 % за 12 ч.

При обнаружении утечек визуально, по звуку, запаху или с помощью приборов участок трубопровода подлежит ремонту и повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность.

После испытания трубопровода на прочность и проверки на герметичность гидравлическим способом из него должна быть полностью удалена вода.

Полное удаление воды из газопроводов должно производиться с пропуском не менее двух (основного и контрольного) поршней-разделителей под давлением сжатого воздуха или в исключительных случаях природного газа.

Скорость движения поршней-разделителей при удалении воды из газопроводов должна быть в пределах 3-10 км/ч.

Результаты удаления воды из газопровода следует считать удовлетворительными, если впереди контрольного поршня-разделителя нет воды и он вышел из газопровода неразрушенным. В противном случае пропуски контрольных поршней-разделителей по газопроводу необходимо повторить.

При всех способах испытания на прочность и герметичность для измерения давления должны применяться проверенные опломбированные и имеющие паспорт дистанционные приборы или манометры класса точности не ниже 1 и с предельной шкалой на давление около ⁴/₃ от испытательного, устанавливаемые вне охранной зоны.

О производстве и результатах очистки полости, а также испытаниях трубопроводов на прочность и проверки их на герметичность необходимо составить акты.

1.4 Охрана труда при испытаниях трубопроводов на прочность и герметичность.
Магистральные газопроводы до ввода в эксплуатацию должны подвергаться очистке полости, испытанию на прочность и проверке на герметичность в соответствии со специальной инструкцией под руководством комиссии. Инструкция должна предусматривать способы, параметры и последовательность выполнения работы; методы и средства выявления отказов; схему организации связи; требования пожарной, газовой, технической безопасности и указания по размерам охранной зоны. Рабочая инструкция составляется строительно-монтажной организацией и утверждается руководителем комиссии по испытанию трубопровода.

Председатель комиссии на время очистки полости и проведения испытаний газопровода обязан обеспечить безопасность обслуживающего персонала и населения, а также сохранность машин и сооружений вдоль трассы газопровода в пределах охранной зоны. Председателем комиссии по испытанию назначается представитель подрядчика

Все члены комиссии, а также инженерно-технические работники и рабочие должны изучить инструкцию и расписаться в журнале. Перед началом работ обслуживающий персонал получает необходимый инструмент, спецодежду и средства индивидуальной защиты.

Очистка полости, испытания газопроводов на прочность и проверка их на герметичность при отсутствии бесперебойной связи запрещается.

При очистке полости и испытании магистральных газопроводов газом или воздухом устанавливают охранную зону. При испытательном давлении более 8.4 МПа охранную зону увеличивают на 50%. При промывке трубопровода водой охранная зона занимает полосы по 25м в обе стороны от трубопровода, а при гидравлическом испытании трубопровода диаметром 1420 мм – 100м. охранную зону вылета очистного поршня или поршня-разделителя ограничивают сектором 60º у конца продувного патрубка. При наземной или надземной прокладке газопровода её увеличивают в два раза. Для вертолётов и самолётов, участвующих в проведении работ по очистке полости и испытанию магистральных газопроводов, по согласованию с территориальными управлениями гражданской авиации устанавливают дополнительную охранную зону.

Наблюдение за зоной оцепления в период проведения работ осуществляет один из членов комиссии, назначенный председателем комиссии и ответственный за этот участок работы.

Рабочие и ИТР, а также машины, механизмы и оборудование должны находиться за пределами охранной зоны. Оцепление можно снимать только по указанию председателя комиссии.

При разрушении газопровода во время очистки полости или испытания газом следует принять срочные меры по ликвидации аварии. Если авария произошла в месте пересечения газопровода с железной или шоссейной дорогой или вблизи от неё, а также недалеко от населённого пункта, необходимо немедленно оцепить опасный район, а затем приступить к ликвидации аварии.
2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
2.1 Гидравлический расчет участка магистрального газопровода
Цель расчёта: уточнить производительность магистрального газопровода.

Исходные данные:

Пропускная способность, Q, млн.

/сут 36

Начальное давление участка газопровода,

, МПа 50

Конечное давление участка газопровода,

, МПа 36

Длина участка газопровода, l, км 110

Диаметр участка газопровода,

, мм 1020×12,5

Среднегодовая температура грунта на глубине

залегания газопровода,

, °С 11

Температура газа в начале участка газопровода,

,°С 34

Коэффициент теплопередачи от газа к грунту, k, Вт/(

·°С) 1,5

Теплоемкость газа,

, ккал/(кг·°С) 0,6

Таблица 2.1- Состав газа

Компонент	Концентрация в долях единицы	Молярная масса, кг/моль	Критическая температура, К	Критическое давление, МПа	Динамическая вязкость, кгс·с/
1	2	3	4	5	6
метан	98,6	16,043	190,5	4,49	10,3
этан	0,07	30,07	306	4,77	7,5
пентан	0,01	72,151	470,2	3,24	6,2
двуокись углерода	0,29	44,01	133	3,44	1,4
азот	1,12	27,016	126	3,39	16,6

Для выполнения гидравлического расчета предварительно выполняем расчет основных параметров газовой смеси.

1. Определяем молекулярную массу газовой смеси,

, кг/кмоль

+…+

; (2.1)
где

- объемная концентрация, доли единиц

- молярная масса компонентов, кг/кмоль

=0.98·16.043+0.0007·30.070+0.0001·72.151+0.0029·44.01+0.008·28.02=16.24кг/кмоль

2. Определяем плотность смеси газов, ρ, кг/
ρ=

; (2.2)
где

- молекулярная масса, кг/кмоль

22,414 – объем 1 киломоля (число Авогадро),

/кмоль

ρ=_16.24/22,414

=0,72 кг/

3. Определяем плотность газовой смеси по воздуху,Δ,
Δ=

; (2.3)
где ρ – плотность газа, кг/

;

1,293 – плотность сухого воздуха, кг/

.

Δ=0.72/1.293=0.56

4. Определяем динамическую вязкость газовой смеси,  , Па·с

; (2.4)
где

- динамическая вязкость газовой смеси, Па·с, [таблица 2.1];

=(0.986·10.3+0.0007·7.5+0.0001·6.2+0.0029·1.4+0.008·16.6) ·10⁷ =10.3·10^-7 Па·с

5. Определяем критические параметры газовой смеси,

, К

;

где

- критическая температура компонентов газовой смеси, К, [таблица 2.1];

=0.986·190.5+0.0007·306+0.0001·470.2+0.0029·133.0+0.0008·126.0=190.1К

6. Определяем критическое давление газовой смеси, Р_кр, МПа

;
где

- критическое давление компонентов смеси, МПа, [таблица 2.1];

Р_крсм=0.986·4.49+0.0007·4.77+0.0001·3.24+0.0029·3.44+0.0008·3.39+0.112·3.39=4.47МПа

7. Определяем среднее давление газа на участке газопровода,

, МПа

;
где

- начальное давление на участке газопровода, МПа;

- конечное давление на участке газопровода, МПа.

=2/3·(50+36²/50+36)=43.38 МПа

8. Определяем среднюю температуру газа по длине расчетного участка газопровода,

,
где

– температура газа в начале расчетного участка,

;

– наружный диаметр участка газопровода, мм;

l– длина участка газопровода, км;

– пропускная способность участка газопровода, млн.

/сут;

Δ – относительная плотность газа по воздуху;

– теплоемкость газа, ккал/(кг·°С);

k – коэффициент теплопередачи от газа к грунту, ккал/(

·ч·°С);

е – основание натурального логарифма, е =2,718.

Х=62.6·1.5·1020·110/36·0.56·0.6·10⁶=0,87

=10+(34-10/0,87)·(1-2.718^-0,87)=21,8°С

,
Т_ср=273+24.9=297.9К

9. Определяем приведенные температуру и давление газа,

,
где

– соответственно средние давление и температуру газа, МПа и К;

– соответственно критические давление и температура газа, МПа и К.

Т_пр=294,8/190.1=1.55

Р_пр=43.38/44.7=0.969

10. Определяем коэффициент сжимаемости газа по номограмме [рис] в зависимости от

.

Z=0.9

11. Для определения пропускной способности газопровода или его участка при установившемся режиме транспорта газа, без учета рельефа трассы, пользуются формулой, q, млн.

/сутки,

; (2.13)
где

– внутренний диаметр газопровода, мм;

– соответственно начальное и конечное давления участка газопровода, кгс/

;

– коэффициент гидравлического сопротивления (с учетом местных сопротивлений по трассе газопровода: трение, краны, переходы и т.д.). Допускается принимать на 5% выше

;

– относительный удельный вес газа по воздуху;

– средняя температура газа, К;

– длина участка газопровода, км;

Z – коэффициент сжимаемости газа;

12. Определяем число Рейнольдса, Re,

; (2.15)
где

– суточная пропускная способность участка газопровода, млн.

/сут;

– внутренний диаметр газопровода, мм;

– относительная плотность газа;

– динамическая вязкость природного газа; кгс

с/

;

Re=1.81·10³·(36·0.56/995·10.3·10^-7)=35604820,22

Так как Re

4000, то режим движения газа по трубопроводу турбулентный, квадратичная зона.

13. Коэффициент сопротивления трения для всех режимов течения газа определяется по формуле,

,
где

– эквивалентная шероховатость (высота выступов, создающих сопротивление движению газа),

=0,06мм;

=0.067·(158/35604820,22+2·0.06/995)^0.2=0.0111

14. Определяем коэффициент гидравлического сопротивления участка газопровода с учетом его усредненных местных сопротивлений,

,
где Е – коэффициент гидравлической эффективности, Е=0,95.

_=1.05·0.0111/0.95²=0.0129

По формуле 2.13 определяем фактическую производительность:

Q_сут.= 0,326*10^-6*995^2,5*√50²*36²/0,0129*0,6*294,8*0,9*110=23,5 млн.

/сутки

Вывод: Полученное значение производительности не соответствует проектному. Для увеличения производительности до проектного значения необходимо сооружение лупинга.
2.2 Расчёт лупинга
Цель расчёта: рассчитать необходимую длину лупинга для получения требуемой производительности.

Исходные данные:

Пропускная способность до укладки лупинга Q₁=23.5 млн.

/сутки

Необходимая пропускная способность Q₂=36 млн.

/сутки

Длина участка L=110 км.

Диаметр газопровода d=1020 мм.

Диаметр лупинга d_л=1020 мм.

Расчет длины лупинга для получения необходимой производительности:

l= 4*L/3*(1-( Q₁/ Q₂)²) , км.
где:

L - длина участка

Q₁ - пропускная способность до укладки лупинга

Q₂- необходимая пропускная способность

l= 4*110/3*(1-( 23,5/ 36)²)=51,33 км.

Вывод: в ходе расчёта определил необходимую длину лупинга.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В курсовом проекте была рассмотрена тема «Разработка мероприятий по увеличению производительности МГ на 15%» включающая в себя следующие вопросы:

В общей части:

характеристику участка газопровода;

способы увеличения производительности, обоснование выбранного способа;

организация работ по сооружению и испытанию лупинга;

техника безопасности при испытании трубопроводов на прочность и герметичность.

В расчётной части выполнены расчеты:

проверочный гидравлический расчет участка с целью уточнения производительности;

расчёт лупинга;

В графической части включены:

план и профиль трассы газопровода.

схема организации работ по лупинга.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Девисилов, В.А. Охрана труда: Учебник. - М.: ФОРУМ: ИНФРА-М, 2005. -400 с.
Шаммазов, А.М., Александров, В.Н., Гольянов, А.И. и др Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций: Учебник для вузов - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.- 404 с.
Мустафин, Ф.М., Коновалов, Н.И., Гильметдинов, Р.Ф. и др Машины и оборудование газонефтепроводов - Уфа: Монография, 2002.- 384 с.
Казаченко, А.Н. Энергетика трубопроводного транспорта газов / А.Н.Казаченко, В.И.Никишин, Б.П.Поршаков; - М., Недра, 2001. - 400с.
Дятлов, В.А. Оборудование, эксплуатация и ремонт магистральных газопроводов: Учебник для техникумов / В.А.Дятлов, В.В.Михайлов, Е.И.Яковлев; -М. Недра, 1990.-202 с.
Волков, М.М. Справочник работника газовой промышленности / М. М. Волков, A. JI. Михеев, К. А. Конев; - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1989. - 286 с.
Янович, А.Н. Охрана труда / А. Н. Янович, А. А. Бусурин. М.: Недра,1990.
Громов, В.В. Оператор магистральных газопроводов / В.В. Громов, В. И. Козловский; - М.: Недра, 1981. -246 с.
Бабин Л.А. и др.,Типовые расчёты по сооружению трубопроводов, М. Недра, 1979
СНиП 2.05.06-85, Магистральные трубопроводы, М., ЦИТП Госстроя, 1985

ВСН 51-1-97, Правила производства работ при капитальном ремонте магистральных трубопроводов, 1997-05-01

1 2