Система внутритрубной диагностики

 

Протяженность участка по документации: 120 км

Протяженность участка измеренная: 120 174,8 м

Результаты обследования дефектов, выявленных при внутритрубном обследовании участка газопровода Оренбург-Самара приведены в таблице 1.3.

 

Результаты обследования дефектов

Таблица 1.3.

Показатели	Всего дефектов	В т.ч. глубиной, % от толщины стенки трубы
		30 - 40	40 - 50	более 50
Дефекты, взятые на обследование	81	41	24	16
Дефекты, обнаруженные после обследования             (в шурфах)	79	40	23	16
Не обнаружено дефектов	2	1	1	–

 

Погрешности в определении мест расположения объектов оказались незначительными. Все обнаруженные дефекты представляют собой коррозионные поражения наружной поверхности газопровода, связанные с повреждениями и дефектами изоляционного покрытия.

Таким образом, полученные результаты магнитной дефектоскопии газопровода Оренбург - Самара показали высокую работоспособность  снаряда-дефектоскопа ДМТ-1000.

Выдержка из таблицы результатов с расшифровкой опасности по каждому дефекту приведена в Приложении Б.

 

1.4.  Расчет допускаемого рабочего давления

 

На основании анализа таблицы результатов внутритрубной магнитной дефектоскопии определяем, что наиболее опасным является дефект №5 (два коррозионных пятна с глубиной дефекта 33%. Фактическая толщина стенки трубопровода на данном участке – 10мм. Следовательно фактическое утонение стенки трубы составляет 3,3 мм.

Для участков газопроводов, имеющих коррозионные и эрозионные утонения стенок труб в указанных пределах, расчет допускаемого рабочего давления проводится по формуле

                     

где - номинальная толщина стенки трубы, мм;

 

с - фактическое утонение стенки трубы (рис. 2.1), мм;

 

р - рабочее давление на участке газопровода, МПа;

 

- наружний диаметр трубы, мм;

 

- допускаемые кольцевые  напряжения.

 

с - фактическое утонение стенки;

 

- определяется по формуле

где - значение предела текучести металла определяется по техническим                         условиям на трубы;

m - коэффициент условий  работы газопровода;

 

- коэффициент надежности по назначению газопровода.

 

Для участка газопровода «Оренбург – Самара» III категории, изготовленного из труб 1020х10 (сталь 17Г2СФ), имеющего коррозионное утонение стенки с=3,3 мм.,  коэффициенты = 0,9 и = 1,0 , = 302 МПа (по сертификату).

 

По формуле определяем допускаемые кольцевые напряжения:

По формуле рассчитываем допускаемое рабочее давление:

Таким образом, рабочее давление на данном участке газопровода не должно превышать 4,832 МПа.

 

В связи с увеличением объёма перекачки газа, принято решение, заменить дефектный участок магистрального газопровода и вывести его на проектную мощность 5,5 МПа.

 

 

 

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ  РАСЧЁТ

 

2.1.  Технологический расчёт магистрального газопровода                     «Оренбург-Самара»

Цель расчета:

1. Выбор рабочего давления и определение расстояния между станциями.
2. Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями.

 

Исходные данные:

Протяженность газопровода                                                      Lобщ = 120км

Наружный диаметр                                                                       Dн = 1020мм

Толщина стенки трубы                                                                        δ = 12мм

Объем транспортируемого газа                                       Qг = 11млрд. м3/год

Температура окружающей среды                                                         tо = 5°С

Температура воздуха                                                                      tвозд = 10°С

Тип ГПА и их соединение               НК12СТ-Ц6.6,3МВт (последовательно)

 

Состав и свойства транспортируемого газа.

 

Компонент	Метан СН4	Этан С2Н6	Пропан С3Н8	Н-Бутан С4Н10	И-Бутан С4Н10	И-Пентан С5Н12	Двуокись углерода СО2	Азот         N2
Объемная доля, %	88,966	4,479	0,954	0,225	0,116	0,052	0,015	5,193
r, кг/м3	0,669	1,264	1,872	2,519	2,491	3,228	1,842	1,165
M, кг/кмоль	16,040	30,070	44,090	58,120	58,120	72,150	44,010	28,020

 

 

2.2. Выбор рабочего давления и расстояния между станциями

 

2.2.1.Выбор рабочего давления

 

Рабочее давление газопровода Оренбург-Самара составляет 55 кгс/см2

При этом абсолютное давление на нагнетании Рнаг центробежного  нагнетателя не должно превышать 55 кгс/см2  (55х0,0981=5,396МПа)

 

2.2.2. Выбор давления на входе в компрессорный цех

 

Давление на входе КС-2 Ст.Александровская лежат в пределах

28-42 кгс/см2

принимаем Рвс = 38 х 0,0981 = 3,73МПа

 

2.2.3  Расчет характеристик транспортируемого газа

 

Плотность газа  при стандартных условиях (20°С  и 0,101325 МПа) определяется по формуле аддитивности:

 

 

где аi, ρi – соответственно доля и плотность при стандартных условиях i-го компонента;

Молярная масса

 

 

=17,732кг/кмоль

 

где Mi – молярная масса i-го компонента;

Газовая постоянная

 

 

где   универсальная газовая постоянная  Дж/(кмоль•К).

Псевдокритические температура и давление

                                

 

                                

Относительная плотность газа по воздуху

 

 

2.2.4. Суточная производительность газопровода, млн.м3/сут

 

Где Кн – оценочный коэффициент пропускной способности газопровода,

который ориентировочно можно принять kН =0,88.

 

2.2.5.  Определение расстояния между компрессорными станциями

 

Расчетное расстояние между КС составит

 

 

Расстояние между КС газопровода «Оренбург – Самара» принимаем фактическое – 120 км.

2.3.  Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями.

 

Уточненный тепловой и гидравлический расчет выполняется с целью определения давления и температуры в конце линейного участка газопровода.

Абсолютное давление в конце участка газопровода вычисляется по формуле

 

 

 

В этом уравнении величина  λ  определяется с учетом коэффициента динамической вязкости  m при средних значениях температуры и давления.

Порядок дальнейшего расчета будет следующий:

 

2.3.1.  Принимаем в качестве первого приближения значения  λ, Tср и Zcp из первого этапа вычислений:

 

λ   =  0,0111634

Тср =  295 К

Z ср = 0,898

Рк =3,81

 

2.3.2. Давление в начале участка газопровода определяется по формуле

 

где δPвых = 0,07 МПа – потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (без учета потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа);

δPохл  = 0, при отсутствии охлаждения газа.

 

Давление в конце участка газопровода

где

-потери давления газа  на входе КС с учетом потерь  давления в подводящих трубопроводах  и на узле очистки газа

В первом приближении, полагая режим течения газа квадратичным, определим коэффициент сопротивления трению

 

 

 

Где Кэ - эквивалентная шероховатость труб: для монолитных труб без внутреннего антикороззийного покрытия принимается равной 0,03 мм;

Коэффициент гидравлического сопротивления  λ  определяется по формуле

 

 

 

где Е = 0,95 – коэффициент гидравлической эффективности, если на газопроводе имеются устройства для периодической очистки внутренней полости трубопроводов.

 

Среднее давление в газопроводе

 

 

  

Значения приведенных давления и температуры определяются как

 

 

 

Коэффициент сжимаемости газа определяется по формуле

 

 

 

 

2.3.3. Определяем в первом приближении значение  Рк

 

 

 

 

 

 

Рассчитанное  Рк  не совпало с принятым, для второго приближения принимаем   Рк = 3,879

 

2.3.4.  Второе приближение Рк = 3,879

 

 

 

 

2.3.5.  Определяем средние приведенные давление и температуру

 

 

 

2.3.6.  Удельная теплоемкость газа определяется по формуле

 

 

2.3.7  Коэффициент Джоуля–Томсона, К/МПа

 

 

 

2.3.8. Рассчитываем коэффициент  at по формуле

 

 

где Кср=1 Вт/(м2×К) – средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа  в окружающую среду

 

2.3.9.  Вычисляем значение средней температуры с учетом теплообмена и коэффициента Джоуля-Томпсона мена

 

 

 

 

2.3.10  Вычисляем значения Tпр и коэффициента сжимаемости Zcp

 

 

 

 

 

 

2.3.11  Коэффициент динамической вязкости составляет

 

 

 

=1,091Е-05 Па · с

 

12.   Рассчитываем число Рейнольдса

 

 

13. .  Вычисляем коэффициент сопротивления трению λтр и коэффициент гидравлического сопротивления λ

 

 

 

 

 

2.3.14  Определяем конечное давление во втором приближении

 

 

 

 

3,820 < 3,879

 

В третьем приближении принимаем Рк = 3,82

Расчёт повторяем аналогично вышеизложенному

 

2.3.15.  Определяем конечное давление в третьм приближении

 

 

 

 

 

2.3.16. Относительная погрешность определения конечного давления составляет

 

2.3.17   Уточняем среднее давление по формуле

 

 

4,614

Мпа

 

 

2.3.18   Определяем конечную температуру газа

 

 

 

280,73 К

 

3. МЕХАНИЧЕСКИЙ  РАСЧЁТ

 

3.1. Механический расчет трубопровода

 

Рассчитаем толщину стенки магистрального газопровода при диаметре трубопровода Dн=1020 мм, рабочее  давление газа Р=5,5 МПа.

Необходимо проверить толщину стенки на прочность и деформацию. Радиус начальной кривизны ρmin=5000 м.

В качестве поставщика труб примем Челябинский трубный завод, спиральношовные трубы из стали контролируемой прокатки с заводской изоляцией:

• марка стали 10Г2СФ;
• временное сопротивление разрыву σвр=580 МПа ;
• предел текучести σт=445 МПа;

Определение толщины стенки трубы.

где np- коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе. Принимаем np=1,1 по таблице 13 [8], характер нагрузки и воздействия – временные длительные, внутреннее давление для газопровода;

Р – рабочее давление;

Dн – наружный диаметр трубы;

Ψ1 – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние трубы, примем для предварительного расчета Ψ1=1;

R1 – расчетное сопротивление растяжения, определяется по формуле:

где m – коэффициент условий работы трубопровода, принимаем  m=0,9 по таблице 1 [8] для трубопровода 3-ей категории;

k1 – коэффициент надежности по материалу, принимаем k1=1,40 по таблице 9 [8], характер трубы – сварные из нормализованной, термически упрочненной стали и стали контролируемой прокатки, изготовленные двухсторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву и прошедшие 100 % -ный контроль сварных соединений неразрушающими методами;

kн – коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаем kн=1,00 по таблице 11 [8] (Dн=1020 мм,  P ≤ 55 кгс/см2);

- нормативное сопротивления  растяжению металла труб, принимаем  равным значениям временного  сопротивления 

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего большего значения, предусмотренного государственными или техническими условиями.