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
|
|
|
|
|
|
| |
Изм.
|
Лист
|
№ докум.
|
Подпись
|
Дата
|
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 1030 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 1020 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
|
|
|
|
|
|
| |
Изм.
|
Лист
|
№ докум.
|
Подпись
|
Дата
| 
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
|
|
|
|
|
|
| |
Изм.
|
Лист
|
№ докум.
|
Подпись
|
Дата
|
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 Δt - расчетный перепад температур; μ - коэффициент Пуассона, μ =0,3 [1];
αt - коэффициент линейного расширения металла,
| |
|
|
|
|
|
|
Лист
|
|
|
|
|
|
| |
Изм.
|
Лист
|
№ докум.
|
Подпись
|
Дата
|   
(2.11)
Окончательно принимаем трубу диаметром 1020>11мм.
| |
|
|
|
|
|
|
Лист
|
|
|
|
|
|
| |
Изм.
|
Лист
|
№ докум.
|
Подпись
|
Дата
|
Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводе проверку производят по условиям:
(3.4)
 (3.5)
где  - максимальные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий;
- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металл трубы;
 кольцевые напряжения в стенках трубопровода от нормативной
внутреннего давления;
 нормативное сопротивление материала растяжению (сжатию), зависящее о марки стали, в расчетах принимается
(3.6)
где 1000 - минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода.
Для проверки по деформациям находим:
1) Кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки - внутреннего давления:
(3.7)
Коэффициент определяется по формуле:
| |
|
|
|
|
|
|
Лист
|
|
|
|
|
|
| |
Изм.
|
Лист
|
№ докум.
|
Подпись
|
Дата
|      
Для отрицательного температурного перепада :
для
условие  , не выполняется, так как
Проверка на недопустимые пластичные деформации не соблюдается. Увеличиваем радиус упругого изгиб =1500 м, тогда  для отрицательного температурного перепада
| |
|
|
|
|
|
|
Лист
|
|
|
|
|
|
| |
Изм.
|
Лист
|
№ докум.
|
Подпись
|
Дата
| |
Скачать 0.8 Mb.