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…………………………………………………………………..…   ГЛАВА I. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ Магистральные газопроводы…………………………………………… Состав сооружений и классификация магистральных газопроводов................................................................................................................ Основные физические свойства газов…………………………………...   ГЛАВА II. РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДА НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ 2.1 Определение толщины  стенки трубопровода …………………………. 2.2 Обеспечение кольцевой  формы поперечных сечений газопровода  и проверка условий местной  устойчивости стенок………………………………. 2.3 Расчет на прочность  и устойчивость…………………………………...   ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………………..   БИБЛИОГРАФИЯ……………………………………………………………..

3       4   7 10       14   15 18   21   23

 

 

 

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.