Расчет газопровода на прочность и устойчивость

Федеральное агентство  по образованию

ФГОУ ВПО «Северо-Восточный Федеральный университет им.М.К. Аммосова»

Финансово-экономический  институт

Кафедра Менеджмента  горно-геологической отрасли

Курсовая  работа

по дисциплине «Сооружение  и эксплуатация трубопроводных систем»

на тему: «Расчет газопровода  на прочность и устойчивость»

Выполнила:

студентка группы ЭУНГ-09с

Данилова Людмила Ильинична

Якутск 2011 
СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

В состав сооружений магистрального газопровода входят линейная часть (непосредственно трубопровод) и компрессорные станции.

Газопровод, подающий газ  из района добычи в район потребления, называется базовым; газопровод, предназначенный  для подачи газа из базового газопровода  в области, города, крупные населённые пункты и газопроводы-отводы, – распределительный.

Газопровод – отвод  подаёт газ отдельным городам, посёлкам, промышленным потребителям.

Компрессорные станции (КС) магистральных газопроводов предназначены  для компримирования газа и перекачки  его по трубопроводу.

По типу применяемых на них газоперекачивающих агрегатов КС разделяются на:

- станции, оборудованные  поршневыми компрессорами с газомоторным  приводом (газомотокомпрессорами);

- станции, оборудованные  центробежными нагнетателями с  приводом от газотурбинных установок или электродвигателей.

На газопроводах большой  пропускной способности (более 5 млрд. м³/год) применяют центробежные нагнетатели. При выборе типа привода исходят из технико–экономических соображений. Многочисленные исследования эффективности применения различных типов приводов показали наибольшую экономичность газотурбинных установок. Однако в некоторых случаях, например, при небольших расстояниях между КС и источником электроэнергии электропривод является конкурентоспособным. Практически именно параметрами КС определяется режим работы газопровода.

ГЛАВА I. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

1.1 Магистральные  газопроводы.

В состав магистральных газопроводов (МГ) входят: линейные сооружения, компрессорные станции КС, газораспределительные станции (ГРС), пункты измерения расхода газа, станции охлаждения газа (СОГ) (при необходимости).

Параметры попутного  газа, транспортируемого по МГ, следует  принимать с учетом предотвращения выпадения конденсата в газопроводе.

Здания следует предусматривать  для оборудования, размещение которого на открытых площадках недопустимо.

В состав линейных сооружений  входят: газопровод с отводами и  лупингами, переходы через естественные и искусственные препятствия, перемычки, узлы редуцирования, узлы очистки газопровода, узлы сбора продуктов очистки полости газопровода, узлы подключения КС, запорная арматура, система электроснабжения линейных потребителей, устройства контроля и автоматики, система телемеханизации, система оперативно-технической связи, система электрохимической защиты, здания и сооружения для обслуживания линейной части (дороги, вертолетные площадки, дома обходчиков и т.д.).

Для обеспечения максимальных значений коэффициента гидравлической эффективности (E) следует предусматривать периодическую очистку полости газопровода, как правило, без прекращения подачи газа.

Для предотвращения гидратообразования в начальный период эксплуатации предусматриваются устройства для  заливки метанола в газопровод на выходе каждой КС и у линейного крана или перемычки посреди участка между КС.

Узлы линейной запорной арматуры, установки катодной защиты, усилительные пункты кабельной или  радиорелейной линии связи, а  также контролируемые пункты телемеханики следует предусматривать, как правило, совмещенными.

Диаметры резервных  ниток перехода принимаются одинаковыми с диаметром МГ. Допускается предусматривать одну общую резервную нитку для газопроводов, проходящих в одном техническом коридоре и работающих с одинаковым рабочим давлением. Общую резервную нитку подключают автономно к каждому газопроводу.

При параллельной прокладке  МГ следует предусматривать перемычки:

- для газопроводов  с одинаковым давлением - с  запорной арматурой;

- для газопроводов  с различным давлением - с узлами  редуцирования, предохранительными устройствами и запорной арматурой.

Перемычки располагают  на расстоянии не менее 40 км и не более 60 км друг от друга у линейных кранов (до и после кранов), а также  до и после КС, между охранными кранами. В районах с холодным климатом, а также в труднодоступных местах, следует предусматривать перемычки у каждого линейного крана. Минимальное допустимое отношение внутреннего диаметра перемычки к внутреннему диаметру наименьшей из параллельных ниток принимается не менее 0,7.

Узлы очистки газопровода  совмещают с узлами подключения  КС. Для контроля положения очистных устройств в газопроводе следует предусматривать установку сигнализаторов (датчиков) за 1000 м до и после узла приема и запуска очистных устройств. На узлах очистки предусматриваются узлы сбора продуктов очистки полости газопровода.

Объем коллектора-сборника принимают по расчету в зависимости  от загрязненности газа и устанавливаемого цикла очистки, но не более:

300 м³ - для газопровода диаметром 1020 и 1220 мм;

500 м³ - для газопровода диаметром 1420 мм.

Коллектор- сборник изготавливается подземным из таких же труб, как и газопровод на участках I категории.

На запорной арматуре на перемычках, на подключениях и отводах, на нитках многониточных переходов  следует предусматривать автоматы аварийного закрытия кранов. Они должны обеспечивать закрытие кранов при темпе падения давления в МГ на 10-15% в течение 1-3 минут. При отсутствии автоматов предусматривается телеуправление этими кранами.

Для каждого линейно-производственного  управления (ЛПУ) МГ следует предусматривать  телемеханизацию линейной части газопровода в границах данного управления. Телемеханизация линейных сооружений МГ должна предусматриваться в границах участков между КС. Предусматривается контроль температуры грунта на глубине оси заложения трубопровода в середине участка между КС с установкой датчиков с передачей (по требованию) данных в диспетчерский пункт КС.

Количество газа , которое  может быть передано по газопроводу  в сутки (млн.м³/сут при 293,15 К и 0,1013 МПа) при стационарном режиме, максимально возможном использовании располагаемой мощности газоперекачивающих агрегатов (ГПА) и принятых рабочих параметрах (рабочее давление, коэффициент гидравлической эффективности, температура грунта и воздуха, температура газа) называется пропускной способностью МГ.

Проектной пропускной способностью МГ называется пропускная способность, соответствующая оптимальному технологическому варианту.

Проектирование МГ производится по оценочной (расчетной) пропускной способности

                                                                   (1.1)

где  Q_Г - заданная годовая производительность МГ (млрд. м³/год);

        - оценочный коэффициент использования пропускной способности:

                                           ,                                     (1.2)

где  - коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, = 0,95;

- коэффициент экстремальных  температур, = 0,98;

- коэффициент надежности МГ (приложение 2).

Производительностью принято называть фактическое количество газа, передаваемое  по МГ.

При проектировании МГ в  качестве расчетных используются среднегодовые значения температуры грунта (на глубине заложения оси трубопровода) и воздуха.

1.2 Состав сооружений и классификация магистральных газопроводов

Система доставки продукции  газовых месторождений до потребителей представляет собой единую технологическую  цепочку. С месторождений газ поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на установку подготовки газа, где производится осушка газа, очистка от механических примесей, углекислого газа и сероводорода. Далее газ поступает на головную компрессорную станцию и в магистральный газопровод (рис.1).

Для поддержания давления газа по трассе газопровода устанавливаются  компрессорные станции (КС) с интервалом 80¼120 км.

Объекты КС следует проектировать  в блочно-комплектном исполнении. В большинстве случаев КС оборудуются  центробежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. В настоящее время газотурбинным приводом оснащено более 80% всех КС, а электроприводом – около 20%.

К линейным сооружениям  относятся собственно магистральный трубопровод, линейные запорные устройства, узлы очистки газопровода, переходы через искусственные и естественные препятствия, станции противокоррозионной защиты, дренажные устройства.  К линейным сооружениям также относятся линии технологической связи, отводы от магистрального газопровода для подачи части транспортируемого газа потребителям и сооружения линейной эксплуатационной службы (ЛЭС).

Расстояние между линейными  запорными устройствами (кранами) должно быть не более 30 км. Управление линейными  кранами следует предусматривать дистанционным из помещения операторной компрессорной станции, а также ручным по месту. Линейная запорная арматура должна оснащаться автоматическими механизмами аварийного перекрытия.

При параллельной прокладке  двух и более магистральных газопроводов в одном технологическом коридоре предусматривается соединение их перемычками с запорной арматурой. Перемычки следует размещать на расстоянии не менее 40 км и не более 60 км друг от друга у линейных кранов, а также до и  после компрессорных станций.

Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для снижения (редуцирования) давления газа до рабочего давления газораспределительной  системы потребителей. ГРС также  оборудуются узлами учета и установками  очистки и одоризации газа (придания ему специфического запаха для облегчения обнаружения утечки газа с целью предупреждения взрывоопасных ситуаций и отравления людей).

После ГРС газ поступает в  газовые сети населенных пунктов, которые  подают газ к месту потребления. Снижение и поддержание в необходимых пределах давления газа в газораспределительных сетях осуществляется на газорегуляторных пунктах (ГРП). К крупным потребителям газа также относятся тепловые электростанции и газоперерабатывающие заводы (ГПЗ).

Для сглаживания неравномерности  потребления газа крупными населенными пунктами сооружаются станции подземного хранения газа (СПХГ). Для закачки газа в подземное газохранилище СПХГ оборудуется собственной компрессорной станцией.

Вспомогательные линейные сооружения магистрального газопровода принципиально не отличаются от сооружений магистрального нефтепровода. К ним относятся линии связи, вдольтрассовые дороги, вертолетные площадки, площадки аварийного запаса труб, усадьбы линейных ремонтеров и т. д.

В зависимости от конкретных условий  эксплуатации состав сооружений магистрального газопровода может изменяться. Так, на газопроводах небольшой протяженности может не быть промежуточных КС. Если в добываемом газе отсутствует сероводород или углекислый газ, то необходимость в установках по очистке газа от них отпадает. Станции подземного хранения газа сооружаются не всегда.

Исходя из величины рабочего давления, магистральные газопроводы подразделяются на два класса [16]:

1-й класс – при  рабочем давлении свыше 2,5 МПа  до 10 МПа включительно;

2-й класс – при рабочем давлении свыше 1,2 МПа до 2,5 МПа включительно.

Газопроводы, эксплуатируемые  при давлениях ниже 1,2 МПа, к магистральным  газопроводам не относятся. Протяженность  магистральных газопроводов составляет обычно от нескольких десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр – от 150 до 1420 мм включительно. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до1420 мм включительно.

1.3  Основные физические свойства газов

В настоящее время для газоснабжения  используются в основном природные  газы. Природные газы имеют сложный многокомпонентный состав. В соответствии с условиями образования природного газа его месторождения подразделяют на три группы:

• газы, добываемые из чисто газовых месторождений, состоящих в основном из метана (82¼98%);
• газы газоконденсатных месторождений, содержащих 80¼95% метана и паров конденсата (тяжелых углеводородов);
• газы нефтяных месторождений (попутные газы) содержат 30¼70% метана и значительное количество тяжелых углеводородов.

Газы с содержанием  тяжелых углеводородов (от пропана и выше) менее 50 г/м³ принято называть сухими или тощими, а с большим содержанием углеводородов – жирными.

Количество газа, как и любого другого вещества, естественно выражать в единицах массы. Однако принято определять не массу газа, а его объем, приведенный к стандартным условиям. Стандартные условия – это давление, равное 0,1013МПа, и температура 293 К (20 ºС). Не следует путать стандартные условия с нормальными, (0,1013 МПа и 273К).

Расход газа выражают как в единицах массы, так и в единицах объема. Массовый расход, если нет путевых отборов или подкачек, не изменяется по длине газопровода. Объемный расход возрастает, так как давление по длине газопровода снижается. Объемный расход на входе в газоперекачивающий агрегат, т.е. при условиях всасывания, называют объемной подачей. Объемный расход, приведенный к стандартным условиям, называют коммерческим. Коммерческий расход – аналог массового: по длине газопровода он остается неизменным.

Для выполнения гидравлического  и теплового расчета газопроводов и расчета  режимов работы компрессорных  станций необходимо знать основные свойства природных газов: плотность, вязкость, газовую постоянную, псевдокритические  температуру и давление, коэффициент сжимаемости, теплоемкость, эффект Джоуля-Томпсона.

Плотность газа ρ зависит от давления и температуры. Поэтому данные о плотности должны сопровождаться указанием условий (давление и температура). Однако, когда речь идет о плотности при стандартных условиях, указание на эти условия часто опускают.

Плотность газа (газовой смеси) определяется по правилу аддитивности (сложения)

,                         (2.1)

где a₁¼a_n – объемные (молярные) концентрации компонентов смеси;

r₁¼r_n – плотности компонентов смеси.

В расчетах часто пользуются понятием относительной плотности газа, то есть отношением плотности газа r к плотности воздуха r_В при одних и тех же условиях

.      (2.2)

При этом различают нормальные (T=273,15 K и P=0,1013 МПа) и стандартные (T=293,15 K и P=0,1013 МПа) условия.

При нормальных условиях плотность газа можно определить по его молярной массе

,      (2.3)

где  22,41  – объем  одного киломоля газа при нормальных условиях, м³/кмоль

 – молярная масса природного  газа, кг/кмоль;

a_i , M_i – соответственно объемная доля и молярная масса i-го компонента

Пересчет плотности  газа с одних параметров состояния (P₁, T₁, z₁) на другие (P, T, z) можно осуществить по формуле

,      (2.4)

где P и P₁ – абсолютные давления газа;

T и T₁ – абсолютные температуры газа;

z и z₁ –коэффициенты сжимаемости газа;

Газовая постоянная природного газа (Дж/(кг×К)) зависит от состава газовой смеси

,      (2.5)

где `R– универсальная газовая постоянная R=8314,3 Н×м/(кмоль×К).

Псевдокрититические температура и давление газовой смеси определяются по формулам

,     (2.6)

,     (2.7)

где T_{КР i} и P_{КР i} – соответственно абсолютные критические температура и давление i-го компонента газовой смеси.

Критическая температура T_КР – температура при которой и выше которой при повышении давления нельзя сконденсировать пар.

Критическое давление P_КР – давление при котором и выше которого нельзя испарить жидкость.

Псевдокритические параметры  природного газа в соответствии с  нормами технологического проектирования могут быть найдены по известной  плотности при стандартных условиях r_СТ

;          (2.8)

.              (2.9)

Коэффициент сжимаемости учитывает отклонение свойств природного газа от законов идеального газа. Коэффициент сжимаемости z определяется по специальным номограммам в зависимости от приведенных температуры и давления либо по формуле, рекомендованной отраслевыми нормами проектирования [13]

;   (2.10)

.    (2.11)

Динамическая  вязкость газа (Па×с) определяется по формуле

  (2.12)

Кинематическая вязкость газа определяется из соотношения

.     (2.13)

Теплоемкость газа зависит от его состава, давления и температуры. Изобарная теплоемкость (кДж/(кг×К)) природного газа с содержанием метана 85% и более согласно отраслевым нормам     ОНТП 51-1-85 определяется по формуле

.                    (2.14)

Понижение давления по длине  газопровода и дросселирование газа на ГРС сопровождается охлаждением газа. Это явление учитывается коэффициентом Джоуля-Томпсона (К/МПа), для определения которого отраслевыми нормами [13] рекомендуется зависимость (для природных газов с содержанием метана 85% и более)

.    (2.15)

где C_P – средняя изобарная теплоемкость газа, определяемая для средних значений температуры и давления в процессе дросселирования.

ГЛАВА II. РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДА НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ

2.1 Определение толщины стенки трубопровода

Толщина стенки газопровода  принимается по ГОСТ Р 50838-95 (ТУ 6-19-352-87 и ТУ 6-49-04719662-120-94) в зависимости от номинального давления, диаметра газопровода и материала трубы.

Таблица 1.

Основные параметры  и размеры (в мм) полиэтиленовых труб согласно ГОСТ Р 50838-95.

Согласно данному ГОСТу, произведем выбор толщины стенки трубы диаметром 110 мм и 160 мм для ремонта и сооружения газопроводов, рассчитанных на давление 0,6 МПа.

Таким образом, принимаем, что сооружение полиэтиленовых газопроводов на давление p = 0,6 МПа производится из полимерных труб с условным обозначением - труба ПЭ80 MRS 8,0 МПа ГАЗ SDR11-110x10 ГОСТ Р 50838-95 и труба ПЭ80 MRS 8,0 МПа ГАЗ SDR11-160x14,6 ГОСТ Р 50838-95.

Также принимаем, что  дальнейшая эксплуатация полиэтиленового  газопровода будет происходить  при температуре 10 ⁰С.

2.2 Обеспечение кольцевой формы поперечных сечений газопровода и проверка условий местной устойчивости стенок

Проверка обеспечения  кольцевой формы сечения подземного газопровода должна выполняться  с учетом полной линейной нагрузки (Н/м), приведенной к вертикальной плоскости, проходящей через ось трубы:

                                                         (1)

где β - коэффициенты приведения нагрузок; Q - равнодействующие вертикальных нагрузок на газопровод (от давления грунта, равномерно распределенной нагрузки на поверхности засыпки, нагрузки от веса трубопровода и транспортируемой среды, нагрузки от гидростатического давления грунтовых вод), [Н/м].

Нагрузка на газопровод от давления грунта (Н/м) рассчитывается по следующим формулам:

                                                          (2)

где В - ширина траншеи  по уровню верха газопровода, [м]; К_гр - коэффициент вертикального давления грунта определяется по табл. 4, зависящий от глубины заложения трубопровода и вида грунта; d_e – наружный диаметр трубы; q_m - нагрузка от давления грунта на единицу длины газопровода [Н/м], определяемая по формуле:

                                                (3)

где ρ_m – объемный вес грунта, [кг/м³], определяемый по табл. 6 в зависимости от вида грунта; g – ускорение свободного падения, g = 9,81 [м/с²]; h – расстояние от верхней кромки трубы до поверхности земли.

Нагрузка на основание  траншеи [Н/м] от собственного веса газопровода и транспортируемой среды вычисляют следующим образом:

                                                                      (4)

где q_q – собственный вес единицы длины газопровода, [Н/м], определяемая по формуле:

                                                                   (5)

где m_q – расчетная масса 1-го метра трубы газопровода, принимаемая согласно ГОСТ Р 50838 – 95.

Таблица 2.

Коэффициент вертикального  давления грунта К_гр

Таблица 3.

Объемный вес  грунта ρ_m

Нагрузка от выталкивающей  силы воды на обводненных участках:

                                                                    (6)

где q_w – нагрузка от выталкивающей силы воды, действующая на единицу длины газопровода, [Н/м], определяемая по формуле:

                                                         (7)

где ρ_w - объемный вес обводненного грунта, [кг/м³].

Нагрузка от движения транспортных средств:

                                                      (8)

где γ_Т – коэффициент нагрузки, зависящий от вида транспорта:

• для нагрузки от автомобильного транспорта – 1,4;
• для нагрузки от гусеничного транспорта – 1,1;

q_Т – нагрузка на единицу длины трубопровода, при движении через место его заложения транспортного средства, принимаемое в зависимости от глубины заложения газопровода.

Значения коэффициентов  приведения нагрузок принимаются следующими:

 коэффициенты β₁, β₂ – по таблице 4:

Таблица 4.