Строительство газопроводов идет ударными темпами. Строительство магистральных газопроводов. Ось и границы строительной полосы

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

хорошую работу на сайт">

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Назначение и к лассификация магис т ральных газопроводов

Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспорта газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения.

Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному газопроводу и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.

В соответствии со СНиП 2.05.06-85* в зависимости от рабочего давления в трубопроводе магистральные газопроводы подразделяются на два класса: класс I - рабочее давление от 2,5 до 10 МПа включительно; класс II - рабочее давление от 1,2 до 2,5 МПа включительно. Газопроводы, эксплуатируемые при давлениях ниже 1,2 МПа, не относятся к магистральным. Это внутрипромысловые, внутризаводские, подводящие газопроводы, газовые сети в городах и населенных пунктах и другие трубопроводы.

По характеру линейной части различают газопроводы:

Магистральные, которые могут быть однониточными простыми (с одинаковым диаметром от головных сооружений до конечной газораспределительной станции) и телескопическими (с различным диаметром труб по трассе), а также многониточными, когда параллельно основной нитке проложены вторая, третья и последующие нитки;

Кольцевые, сооружаемые вокруг крупных городов для увеличения надежности снабжения газом и равномерной подачи газа, а также для объединения магистральных газопроводов в Единую газотранспортную систему страны.

Магистральные газопроводы и их участки подразделяются на категории, требования к которым в зависимости от условий работы, объема неразрушающего контроля сварных соединений и величин испытательного давления, приведены в таблице 1.

	Коэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность, m	Количество монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами, % общего количества	Величина давления при испытании и продолжительность испытания трубопровода
		Принимается	по СНиП III-42-80*

На наиболее сложных (болота, водные преграды и т.д.) и ответственных участках трассы категория магистральных газопроводов повышается. Например, для участков подключения компрессорных станций, узлов пуска и приема очистных устройств, переходов через водные преграды шириной по зеркалу воды в межень 25 м и более СНиП устанавливает категорию I.

К категории В относятся газопроводы, сооружаемые внутри зданий и на территориях компрессорных станций и газораспределительных станций. При проектировании допускается категорию отдельных участков газопроводов повышать на одну категорию, против установленной СНиПом, при соответствующем обосновании.

К категориям магистральных газопроводов и их участкам в зависимости от коэффициента условий работы при расчете на прочность предъявляются определенные требования в части контроля сварных соединений физическими методами и предварительного испытания Р исп.

2 . Состав сооружений магистрал ь ного газопровода

В соответствии со СНиП к магистральным газопроводам относят трубопроводы и ответвления (отводы) от них диаметром до 1420 мм с избыточным давлением транспортируемого продукта не более 10 МПа, предназначенные для транспортировки: природного или попутного нефтяного углеводородного газа из районов добычи (от головных компрессорных станций (КС) до газораспределительных станций (ГРС)) городов и населенных пунктов; сжиженных углеводородных газов с упругостью насыщенных паров не более 1,6 МПа при температуре 45°С с мест производства (заводов) до мест потребления; товарной продукции в пределах головных и промежуточных КС, станций подземного хранения газа, ГРС, замерных пунктов.

Рисунок 1 - Схема магистрального газопровода: 1 - газовая скважина со «шлейфом»; 2 - газосборный пункт; 3 - газопромысловый коллектор; 4 - головные сооружения; 5 - ГКС; 6 - магистральный газопровод; 7 - запорная арматура; 8 - промежуточная КС; 9, 11, 13 - переходы соответственно через малую преграду, дорогу и крупную водную преграду; 10 - линия связи; 12 - аварийный запас труб; 14 - вдольтрассовая дорога с подъездами; 15, 26 - ГРС; 16 - отвод от газопровода; 17 - защитное сооружение; 18 - система ЭХЗ; 19 - ЛЭП; 20 - ПХГ; 21 - КС ПХГ; 22 - водосборник; 23 - дом линейного ремонтера-связиста; 24 - лупинг; 25 - вертолетная площадка; 27 - ГРП; 28 - городские газовые сети

На промысле газ от скважин под действием пластового давления по сборным индивидуальным газопроводам («шлейфам») поступает на газосборные пункты, где осуществляют первичный замер его, а при необходимости и редуцирование. От газосборных пунктов газ поступает в промысловый газосборный коллектор и по нему на головные сооружения (установку комплексной подготовки газа - УКПГ), где проводят его очистку, осушку, вторичный замер и доведение до товарной кондиции.

На головной КС газ компримируется до номинального рабочего давления (как правило, до 7,5 МПа). Затем он поступает в линейную часть магистрального газопровода.

К линейной части магистрального газопровода относят собственно магистральный газопровод с линейной арматурой, переходами через естественные и искусственные преграды, линиями технологической связи и электропередачи, вдольтрассовыми и подъездными дорогами, защитными сооружениями, отводами к промежуточным потребителям, водо- и конденсатосборниками и другими узлами, системой электрохимической защиты; лупинги, аварийный запас труб, вертолетные площадки и дома линейных ремонтеров-связистов.

В состав наземных объектов магистрального газопровода входят КС, ГРС и газораспределительные пункты (ГРП). Основные сооружения КС - компрессорная станция, ремонтно-эксплуатационный и служебно-эксплуатационные блоки, площадка с пылеуловителями, градирня, резервуар для воды, масляное хозяйство, установки охлаждения газа и др. При КС, как правило, сооружают жилой поселок. Головные сооружения и головная КС часто представляют собой единый площадочный комплекс. КС отстоят друг от друга на расстоянии примерно 125 км.

Газ, поступающий на ГРС, дополнительно обезвоживается, очищается, редуцируется (до 1,2 МПа), одоризуется, замеряется и распределяется по трубопроводам отдельных потребителей или групп их.

Подземные хранилища газа (с КС или без них) предназначены для регулирования сезонной неравномерности потребления газа (летом газ в них накапливается, а зимой подается потребителям). Подземные хранилища газа сооружают вблизи крупных городов и промышленных центров. Обычно газ закачивают в водоносные горизонты пористых пород, выработанные нефтяные и газовые месторождения или в специально разработанные (вымытые) хранилища в соляных отложениях значительной мощности.

3 . Требования к трубам и матери а лам

Для строительства магистральных газопроводов должны применяться трубы стальные бесшовные, электросварные прямо шовные, спиральные и другие специальные конструкции, изготовленные из:

Спокойных и полуспокойных углеродистых, реже легированных сталей диаметром 50 миллиметров включительно;

– спокойных и полуспокойных низколегированных сталей диаметром до 1020 миллиметров;

– низколегированных сталей в термически или термодинамически упрочнённом состоянии для труб диаметром до 1420 миллиметров;

Трубы бесшовные следует применять по ГОСТ 8731-87, ГОСТ 8732-87, ГОСТ 8734-75, группы В. При соответствующем технико-экономическом обосновании можно использовать по ГОСТ 9567-75. Трубы стальные электросварные диаметром до 800 миллиметров по ГОСТ 20295-85. Для труб диаметром свыше 800 миллиметров по техническим условиям, утверждённым в установленном порядке с выполнением при заказе и приёмке труб требований, перечисленных ниже.

Трубы должны иметь сварное соединение, равнопрочное основному металлу трубы. Сварные швы труб должны быть плотными, непровары и трещины любой протяжённости и глубины не допускаются. Отклонение от номинальных размеров наружных диаметров торцов труб не должны превышать величин, приведённых в ГОСТах, а для труб диаметром свыше 800 миллиметров не должны превышать плюс минус 2 миллиметра.

Овальность концов труб, то есть отношение разности между наибольшими и наименьшими диаметрами в одном сечении к номинальному диаметру, не должна превышать 1%. Овальность труб толщиной 20 миллиметров и более не должна превышать 0,8%.

Кривизна труб не должна превышать 1,5 миллиметров на 1 метр длины, а общая кривизна не более 0,2% длины трубы.

Длина поставляемых заводом труб должна быть в пределах 10,5 - 11,6 метров.

Трубы диаметром 1020 миллиметров и более должны изготавливаться из листовой и рулонной стали, прошедшей 100% контроль физическими неразрушающими методами.

Отношение предела текучести к временному сопротивлению (то есть пределу прочности) и относительное удлинение металла труб должны удовлетворять требования СНиП.

Кольцевые сварные соединения должны выполняться с применением дуговых методов сварки (в том числе ручной, автоматической под флюсом, механизированной в среде защитных газов, механизированной само защитной порошковой проволокой), а также электроконтактной сваркой - оплавлением.

Сталь труб должна хорошо свариваться.

Пластическая деформация металла в процессе производства труб (экспандирование) должно быть не более 102%.

В металле труб не допускается наличие трещин, плён, закатов, а также расслоений длиной более 80 миллиметров в любом направлении. Расслоение любого размера на торцах труб и в зоне шириной 25 миллиметров от торца не допускается.

Зачистка внешних дефектов труб (кроме трещин) допускается при условии, что толщины стенки труб после зачистки не выходят за пределы допусков на толщину стенки.

Сварные соединения труб должны иметь плавный переход от основного металла к металлу шва без острых углов, подрезов, непроваров, утяжек, осевой рыхлости и других дефектов в формировании шва. Усиление наружного шва для труб с толщиной стенки до 10 миллиметров должно находиться в пределах 0,5 - 2,5 миллиметров, а более 10 миллиметров 0,5 - 3 миллиметров. Высота усиления внутреннего шва должна быть не менее 0,5 миллиметров.

Смещение наружного и внутреннего слоёв заводского сварного шва не должно превышать 20% толщины стенки при толщине до 16 миллиметров и 15% более 16 миллиметров.

Концы труб должны быть обрезаны под прямым углом и иметь раздел покромок под сварку. Форма разделки покромок определяется техническими условиями.

Косина реза торцов труб должна быть не более 2 миллиметров.

Каждая труба должна проходить на заводах изготовителях испытания гидростатическим давлением.

Все сварные соединения труб должны быть полностью проверены физическими не разрушающимися методами контроля (ультразвуком с последующей расшифровкой дефектных мест расшифровкой просвечиванием).

4 . Правила эксплуатации л и нейной части

Линейная часть магистрального газопровода - наиболее фондоемкое сооружение. Состоянием линейной части во многом определяется надежность газоснабжения потребителей. В связи с тем, что объекты линейной части газопровода рассредоточены на сотни и тысячи километров, значительно усложняется их эксплуатация. Для поддержания необходимого уровня технического состояния объектов линейной части газопровода, требуется квалифицированное и своевременное проведение профилактических и ремонтных работ. Для этого в структуре производственного газотранспортного объединения предусмотрены соответствующие отделы и подразделения.

Производственное газотранспортное объединение осуществляет эксплуатацию одного или нескольких магистральных газопроводов. Для эксплуатации участков магистральных газопроводов в составе объединения создаются линейные производственные управления (ЛПУМГ), в которых непосредственным обслуживанием линейной части занимаются линейно-эксплуатационные службы (ЛЭС). Руководство организацией эксплуатации линейной части в объединении осуществляет главный инженер через производственно-технический отдел (ПТО) по эксплуатации магистральных газопроводов, на который возложены следующие основные обязанности:

Проведение единой технической политики в области эксплуатации газопровода,

Разработка планов организационно-технических мероприятий по эксплуатации линейной части и планов проведения особо сложных огневых работ,

Составление планов и инструкций на переиспытание участков магистральных газопроводов,

Разработка планов внедрения новой техники,

Прием исполнительной документации от подрядно-строительных организаций на вновь вводимые и отремонтированные участки газопроводов, средств защиты.

Кроме того, отдел координирует работу ЛПУМГ объединения в части проведения всех работ на подведомственных ему объектах, следит за ходом выполнения организационно-технических мероприятий по линейной части по всему объединению, ведет и предоставляет в вышестоящие инстанции все виды отчетности по своей деятельности.

Эксплуатацию линейной части магистральных газопроводов на местах осуществляют линейно-эксплуатационные службы (ЛЭС), которые непосредственно подчинены заместителю начальника ЛПУМГ и включают в себя аварийную и линейную бригады, группы электрохимзащиты, автотранспорта, энерговодоснабжения и ГРС.

На службу ЛЭС возлагаются следующие обязанности:

Обеспечивать бесперебойную транспортировку газа на обслуживаемых участках газопроводов и отводов путем своевременного контроля и поддержания в технически исправном состоянии линейной части газопровода со всеми линейными сооружениями и оборудованием; выполнять необходимые ремонтные работы и профилактические мероприятия, обеспечивающие долговечность и надежность газопровода, обеспечивать бесперебойную работу ГРС;

Периодически осматривать газопроводы и сооружения на них для выявления и ликвидации утечек газа, контроля состояния грунтового основания газопроводов и грунтов охранной зоны, своевременного выявления эрозионного размыва грунтов в охранной зоне газопровода, просадки грунтового основания, разрушения насыпей; измерять давление газа на линейных кранах, продувать конденсатосборники и т.п.;

Ликвидировать аварии и неисправности на линейной части газопровода, ГРС, КС;

Участвовать в проведении капитальных ремонтов магистрального газопровода;

Осуществлять своевременный ремонт грунтового основания и насыпей, а также проводить мероприятия по предотвращению эрозионного размыва грунтов;

Осуществлять ремонт газопровода, отводов, технологического оборудования ГРС, газовых сетей жилых поселков и аварийной техники;

Проводить врезки в магистральные газопроводы и отводы от них для подключения новых потребителей газа, реконструкцию узлов переключения, монтаж перемычек;

Осуществлять контроль над состоянием переходов через естественные и искусственные преграды и обеспечивать их надежную работу;

Осуществлять контроль над тепловым режимом грунтов основания и охранной зоны газопровода в районах распространения вечномерзлых грунтов;

Оформлять в установленном порядке документацию на выполненные ремонтные работы и ликвидированные аварии;

Обеспечивать своевременную заливку метанола в газопровод и коммуникации ГРС для исключения в них гидратообразования;

Проводить подготовку газопроводов, отводов и всех сооружений на них к осенне-зимней эксплуатации и паводку;

Выполнять работы, предусмотренные организационно-техническими мероприятиями;

Не менее одного раза в квартал проводить аварийно-тренировочные выезды для проверки готовности аварийной техники и бригады к выполнению работ по ликвидации возможной аварии;

Осуществлять технический надзор и принимать непосредственное участие в продувках и испытаниях вновь вводимых в эксплуатацию газопроводов, отводов;

Разрабатывать планы проведения огневых работ;

Совместно с диспетчерской службой контролировать гидравлическое состояние и очищать внутреннюю полость газопроводов;

Обеспечивать защиту от коррозии подземных металлических сооружений магистральных газопроводов, а также защиту от атмосферной коррозии надземных трубопроводов.

В зависимости от структуры и состава ЛЭС в нее может включаться группа энерговодоснабжения, на которую возлагается обязанность по обслуживанию и ремонту средств энерговодоснабжения ГРС, домов обходчиков, ремонтно-эксплуатационных пунктов (РЭП). Численность персонала ЛЭС устанавливается на основании действующих нормативов в зависимости от протяженности и сложности обслуживаемого участка, наличия машин и механизмов.

ЛЭС возглавляет начальник, который несет ответственность за состояние и обслуживание линейной части газопровода и ГРС, содержание в исправном состоянии вверенной техники, своевременную и качественную ликвидацию аварий и проведение ремонтно-восстановительных работ на газопроводе, а также за соблюдение персоналом ЛЭС действующих Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов, должностных инструкций и правил техники безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов и других нормативных документов. Начальнику ЛЭС непосредственно подчинены инженерно-технические работники, являющиеся руководителями групп: линейный мастер, старший инженер (инженер) ГРС, начальник (механик) автотранспортного хозяйства.

Линейный мастер осуществляет руководство аварийной и линейной бригадами. Линейная бригада осуществляет повседневный контроль за состоянием линейной части магистрального газопровода и выполняет все виды ремонтно-профилактических работ, кроме огневых. Аварийная бригада выполняет все виды огневых работ на линейной части, а также на КС и ГРС.

Старший инженер (инженер) электрохимзащиты (ЭХЗ) руководит группой электромонтеров, в обязанности которой входит своевременное обслуживание и ремонт установок защиты. Старший инженер (инженер) ГРС осуществляет руководство работой операторов ГРС, замерных узлов и операторами-прибористами.

Автотранспортной группой руководит начальник (автомеханик). Ее назначение - обеспечить обслуживание и ремонт автотракторной, землеройной техники, всех основных и вспомогательных механизмов (сварочных агрегатов, передвижных электростанций, компрессорных и водоотливных установок и т.д.). На отдаленных участках, а также в труднодоступных местностях (горы, болота, водные преграды) прохождения трассы газопровода могут организовываться ремонтно-эксплуатационные пункты, которые возглавляются мастером. В их задачу входит проведение профилактических осмотров и ремонтов (без ведения огневых работ) на закрепленном участке газопровода.

Рабочий персонал, обслуживающий линейную часть магистрального газопровода, включает в себя линейных обходчиков, линейных трубопроводчиков, сварщиков, водителей аварийных машин, монтеров ЭХЗ, операторов ГРС. Линейные обходчики, операторы ГРС живут, как правило, вблизи трассы в домах обходчиков и операторов и обслуживают определенные участки трассы и ГРС. За каждым обходчиком закреплены определенные участки газопровода со всеми находящимися на них сооружениями: газопровод, запорная арматура, переходы через естественные и искусственные препятствия, конденсатосборники, метанольницы, редуцирующие колонки, устройства протекторной и дренажной защиты, контрольно-измерительные колонки, линейные сооружения связи, источники электроэнергии и линии электропередач с трансформаторными подстанциями. Каждый линейный трубопроводчик должен уметь обслуживать и управлять закрепленной за ним техникой, строительными механизмами (трубоукладчиком, экскаватором, водоотливной или сварочной установкой, передвижной электростанцией и т.д.). Кроме того, должен знать порядок и ведение ремонтно-восстановительных работ на трассе газопровода, погрузочно-разгрузочных работ, заливки реагентов в газопровод и других работ, предусмотренных должностной инструкцией.

ЛЭС оснащается транспортом и механизмами в соответствии с Нормативным табелем оснащения ЛЭС магистральных газопроводов материально-техническими ресурсами (транспортными средствами, механизмами, приспособлениями, инвентарем и материалами) для выполнения аварийно-восстановительных и ремонтно-профилактических работ в различных природно-климатических условиях. Выделенные для ЛЭС транспортные средства и ремонтно-строительные механизмы должны быть разделены на хозяйственные и аварийные и закреплены персонально за работниками ЛЭС, которые несут ответственность за содержание их в исправном состоянии, укомплектованность и постоянную готовность к выезду и проведению аварийных и плановых ремонтных работ. В комплект оснащения аварийных автомашин и механизмов должны входить материалы, инструменты и механизмы в точном соответствии с перечнем, утверждённым заместителем начальника производственного отдела (ПО).

Газотранспортное объединение ежегодно на основании Положения о планово-предупредительном ремонте линейной части и технологического оборудования магистральных газопроводов разрабатывает план - график проведения планово-предупредительного ремонта объектов линейной части газопровода, которым предусматривается текущий, средний и капитальный ремонты. Одновременно ПО рассчитывает потребности в материальных и трудовых средствах для каждого вида ремонта.

В периоды между очередными плановыми ремонтами предусматривается проведение межремонтного обслуживания и планового осмотра.

Межремонтное обслуживание включает комплекс профилактических работ по уходу и надзору за оборудованием в период работы между двумя плановыми ремонтами. К ним относятся: надзор за правильной эксплуатацией объектов линейной части магистрального газопровода в соответствии с Правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов, технологическими картами и паспортными данными оборудования. Межремонтное обслуживание линейной части газопровода проводится по утвержденному графику персоналом ЛЭС во время выезда (вылета) на трассу. На участках трассы, где имеются линейные обходчики, выполнение мероприятий по межремонтному обслуживанию возлагаются на них. Выявленные в процессе осмотра дефекты и принятые меры по их устранению фиксируются в технической документации.

Плановый осмотр - комплекс ремонтно-профилактических работ по контролю над техническим состоянием оборудования, выявлению возникающих дефектов и своевременному предупреждению появления неисправностей, связанных с незначительной разборкой. При этом устраняются только те неисправности оборудования, при наличии которых нельзя его нормально эксплуатировать до ближайшего ремонта. Плановый осмотр включает в себя все элементы межремонтного обслуживания и регулярно проводится бригадами ЛЭС.

По результатам осмотров составляются дефектные ведомости для текущих, средних и капитальных ремонтов и предусматриваются работы в ежегодных планах организационно-технических мероприятиях по устранению выявленных неисправностей. Плановые осмотры совмещаются с работами по межремонтному обслуживанию. Содержание и сроки проведения межремонтного обслуживания и плановых осмотров регламентируются Положением о ППР линейной части и технологического оборудования магистральных газопроводов.

Указанные в нем сроки проведения профилактических работ могут корректироваться с учетом конкретных местных условий.

5 . Деф екты трубопроводных конструкций и п ричины их возникн о вения

Дефект - это любое несоответствие регламентированным нормам. Главной причиной появления дефектов является отклонение рабочего параметра от нормативного значения, обоснованного допуском.

Дефекты трубопроводных конструкций подразделяются на:

Дефекты труб;

Дефекты сварных соединений;

Дефекты изоляции.

Различают следующие дефекты труб:

Металлургические - дефекты листов и лент, из которых изготавливаются трубы, т.е. различного рода расслоения, прокатная плена, вкатанная окалина, поперечная разнотолщинность, неметаллические включения и др.

Технологические - связаны с несовершенством технологии изготовления труб, которые условно можно разделить на дефекты сварки и поверхностные дефекты (наклеп при экспандировании, смещение или угловатость кромок, овальность труб)

Строительные - обусловлены несовершенством технологии строительно-монтажных работ, нарушениями технологических и проектных решений по транспортировке, монтажу, сварке, изоляционно-укладочным работам (царапины, задиры, вмятины на поверхности труб).

Причины возникновения дефектов труб

Существующая технология прокатки металла, технология непрерывной разливки стали на отдельных металлургических заводах является одной из причин изготовления некачественных труб. Нередки случаи разрушения по причине расслоения металла.

На трубных заводах входной контроль сырья несовершенен или полностью отсутствует. Это приводит к тому, что дефекты сырья становятся дефектами труб.

При изготовлении труб приходится подвергать металл нагрузкам, при которых он работает за пределом текучести. Это приводит к появлению наклепа, микрорасслоений, надрывов и других скрытых дефектов. Из-за кратковременности последующих заводских испытаний труб (20…30 с) многие скрытые дефекты не выявляются и «срабатывают» уже в процессе эксплуатации МТ.

В недостаточной степени контролируется заводами и геометрическая форма труб. Так, на трубах диаметром 500…800 мм смещение кромок достигает 3 мм (при норме для спирально-шовных труб 0,75…1,2 мм), овальность - 2%.

Механические воздействия при погрузочно-разгрузочных, транспортных и монтажных операциях приводят к появлению на трубах вмятин, рисок, царапин, задиров.

При очистке трубопроводов скребками-резцами возникают дефекты пластической деформации локальных участков поверхности трубы - риски, подрезы и т.д. Эти концентраторы напряжений являются потенциальными очагами развития коррозионно-усталостных трещин. Очистка трубопроводов с помощью проволочных щеток исключает повреждения труб в виде подрезов, но при определенных режимах обработки приводит к деформациям поверхности металла, снижающим его коррозионную стойкость.

Коррозионные повреждения труб (внешние - в местах нарушения сплошности изоляции, а внутренние - в местах скоплений воды).

Дефект сварного соединения - это отклонения разного рода от установленных норм и технических требований, которые уменьшают прочность и эксплуатационную надежность сварных соединений и могут привести к разрушению всей конструкции. Наиболее часто встречаются дефекты формы и размеров сварных швов, дефекты макро- и микроструктуры, деформация и коробление сварных конструкций.

Нарушение формы и размеров шва свидетельствуют о наличии таких дефектов, как наплывы (натеки), подрезы, прожоги, незаваренные кратеры.

Наплывы - чаще всего образуются при сварке горизонтальными швами вертикальных поверхностей, в результате натекания жидкого металла на кромки холодного основного металла. Они могут быть местными (в виде отдельных застывших капель) или протяженными вдоль шва. Причинами возникновения наплывов являются большая сила сварочного тока, длинная дуга, неправильное положение электрода, большой угол наклона изделия при сварке на подъем и спуск.

Подрезы - представляют собой углубления, образующиеся в основном металле вдоль края шва. Подрезы образуются из-за повышенной мощности сварочной горелки и приводят к ослаблению сечения основного металла и разрушению сварного соединения.

Прожоги - это проплавление основного или наплавленного металла с возможным образованием сквозных отверстий. Они возникают вследствие недостаточного притупления кромок, большого зазора между ними, большой силы сварочного тока или мощности горелки при невысоких скоростях сварки. Особенно часто прожоги наблюдаются в процессе сварки тонкого металла и при выполнении первого прохода многослойного шва, а также при увеличении продолжительности сварки, малом усилии сжатия и наличии загрязнений на поверхностях свариваемых деталей или электродах (точечная и шовная контактная сварка).

Незаваренные кратеры - образуются при резком обрыве дуги в конце сварки. Они уменьшают сечение шва и могут явиться очагами образования трещин.

К дефектам макроструктуры относят дефекты: газовые поры, шлаковые включения, непровары, трещины, выявляемые с помощью средств оптики (увеличение не более чем в 10 раз).

Газовые поры - образуются в сварных швах вследствие быстрого затвердевания газонасыщенного расплавленного металла, при котором выделяющиеся газы не успевают выйти в атмосферу.

Рисунок 2 - Газовые поры

Такой дефект наблюдается при повышенном содержании углерода в основном металле, наличии ржавчины, масла и краски на кромках основного металла и поверхности сварочной проволоки, использовании влажного или отсыревшего флюса.

Шлаковые включения - результат небрежной очистки кромок свариваемых деталей и сварочной проволоки от окалины, ржавчины и грязи, а также (при многослойной сварке) неполного удаления шлака с предыдущих слоев.

Они могут возникать при сварке длинной дугой, неправильном наклоне электрода, недостаточной силе сварочного тока, завышенной скорости сварки. Шлаковые включения различны по форме (от сферической до игольчатой) и размером (от микроскопической до нескольких миллиметров). Они могут быть расположены в корне шва, между отдельными слоями, а также внутри наплавленного металла. Шлаковые включения ослабляют сечение шва, уменьшают его прочность и являются зонами концентрации напряжений.

Рисунок 3 - Шлаковые включения

Непровары - местное несплавление основного металла с наплавлением, а также несплавление между собой отдельных слоев шва при многослойной сварке из-за наличия тонкой прослойки окислов, а иногда и грубой шлаковой прослойки внутри швов.

Рисунок 4 - Непровары

Причинами непроваров являются: плохая очистка металла от окалины, ржавчины и грязи, малый зазор в стыке, излишнее притупление и малый угол скоса кромок, недостаточная сила тока или мощности горелки, большая скорость сварки, смещение электрода в сторону от оси шва. Непровары по сечению шва могут возникнуть из-за вынужденных перерывов в процессе сварки.

Трещины - в зависимости от температуры образования подразделяют на горячие и холодные.

Рисунок 5 - Трещины

Горячие трещины появляются в процессе кристаллизации металла шва при температуре 1100-1300 С. Их образование связано с наличием полужидких прослоек между кристаллами наплавленного металла шва в конце его затвердевания и действием в нем растягивающих усадочных напряжений. Повышенное содержание в металле шва углерода, кремния, водорода и никеля также способствует образованию горячих трещин, которые обычно располагаются внутри шва. Такие трещины выявить трудно.

Холодные трещины возникают при температурах 100 - 300 С в легированных сталях и при нормальных (менее 100 С) температурах в углеродистых сталях сразу после остывания шва или через длительный промежуток времени. Основная причина их образования - значительное напряжение, возникающее в зоне сварки при распаде твердого раствора и скопление под большим давлением молекулярного водорода в пустотах, имеющихся в металле шва. Холодные трещины выходят на поверхность шва и хорошо заметны.

К дефектам микроструктуры сварного соединения относят

Микропоры,

Микротрещины,

Нитридные, кислородные и другие неметаллические включения,

Крупнозернистость,

Участки перегрева и пережога.

Дефекты изоляции - нарушение сплошности; адгезия; заниженная толщина; гофры; морщины; задиры; царапины; проколы.

Основные причины образования дефектов изоляционного покрытия на трубопроводах:

при хранении и подготовке материалов - засорение битума и обводнение готовой мастики и ее составляющих;

при приготовлении грунтовки и мастики - небрежная дозировка составляющих; несоблюдение режима разогревания котла; недостаточное размешивание битума при приготовлении грунтовки;

при нанесении грунтовки и битумной мастики - загустение грунтовки; образование пузырьков на поверхности трубопровода; оседание пыли на поверхность труб; пропуски грунтовки и мастики на поверхности трубопровода и особенно около сварных швов; неровное нанесение мастики; охлаждение мастики; конструктивные недостатки изоляционной машины;

при нанесении армирующих и оберточных рулонных материалов - нарушение однородности покрытия; выдавливание слоя мастики; недостаточное погружение стеклохолста в мастику;

при нанесении полимерных лент - сквозные отверстия в ленте; несплошной клеевой слой; неравномерность толщины ленты в рулоне; неправильная регулировка намоточной машины; нарушение температурного режима нанесения ленты; плохая очистка поверхности труб;

при укладке трубопровода - нарушение технологии укладки, особенно при раздельном способе укладки; захват изолированных труб тросом; трение трубопровода о стенки траншеи при укладке; отсутствие подготовки дна траншеи; отсутствие подсыпки не менее 10 см дна траншеи на участках с каменистыми и щебенистыми грунтами; плохое рыхление мерзлых грунтов и особенно отсутствие регулировки изоляционных машин;

при эксплуатации трубопровода - действие грунта; вес трубопровода; почвенные воды; микроорганизмы; корни растений; температурные воздействия; агрессивность грунта.

6 . Подготовка трубопровода к пр о пуску дефектоскопа

магистральный газопровод дефект строительство

Очистка полости трубопровода выполняется в два этапа.

На первом этапе производится его очистка от грязи, парафиносмолистых отложений и инородных предметов очистным скребком. Необходимость данного этапа обуславливается тем, что металлические предметы и окалина регистрируются измерительной системой дефектоскопа - как дефекты трубы, а отложения смолопарафиновых веществ - как нарушения геометрии сечения.

На втором этапе производится очистка участка трубопровода от частиц черных металлов, путем пропуска по нему специального магнитного скребка.

Если обследование участка трубопровода с помощью дефектоскопа производится впервые, то прежде, чем пропустить по нему зондовый прибор, необходимо убедиться, что он свободно и беспрепятственно проходит через обследуемый участок трубопровода. С этой целью предусматривается пропуск по нему специального снаряда-шаблона. Снаряд-шаблон представляет собой упрощенную металлоконструкцию без блоков электроники и питания, тех же размеров, что и дефектоскоп.

Перед пропуском инспекционного аппарата по трассе обследуемого участка трубопровода устанавливаются маркеры, которые служат для привязки дефектограмм к местности и предварительной оценки поврежденных участков трубопровода. Маркеры являются генераторами сигналов, воспринимаемых дефектоскопом. Они размещаются на расстоянии 5-20 км друг от друга.

Частота установки маркеров определяется количеством и расположением по длине участка трубопровода естественных «маркеров» (задвижек, отводов, промежуточных насосных станций и т.д.).

При подготовке камер пуска и приема дефектоскопа прежде всего должно быть определено соответствие геометрических размеров камер размерам зонда. При необходимости производится переоборудование камер или установка новых. Камеры должны иметь площадку с твердым покрытием, т. к. для запуска и приема дефектоскопа необходимо использовать специальные приемные и запасовочные лотки, а также применять передвижные краны и другие механизмы.

Сборку, настройку и калибровку дефектоскопа для пропуска по обследуемому участку трубопровода производят в стационарных условиях.

Дефектоскоп доставляют к месту запуска с соблюдением мер предосторожности. Предпусковую функциональную проверку дефектоскопа выполняют непосредственно перед запасовкой в камеру пуска скребка.

Пропуск снаряда-шаблона и дефектоскопа производят при одинаковых режимах перекачки. Во время движения дефектоскопа по трубопроводу его сопровождает специальная бригада на автомобиле, оснащенная устройством слежения за перемещаемым в трубопроводе аппаратом, что позволяет в любой момент времени точно указать его местонахождение.

Извлечение дефектоскопа из камеры приема производится с помощью штатных технических средств. После этого аппарат очищается от перекачиваемой жидкости и подвергается осмотру с целью определения поломок и механических повреждений. Для вскрытия дефектоскоп доставляется в удобное невзрывоопасное место. Здесь отключается электропитание, разъединяются все электрические разъёмы и извлекается из контейнера электронный блок с записанной информацией. Далее производят перенос запоминающего устройства с зафиксированной информацией обследования из электронного блока в считывающее и печатающее устройство в передвижной лаборатории. После предварительного анализа результатов первого пропуска дефектоскопа по обследуемому участку трубопровода отбираются наиболее крупные, характерные дефекты, местоположение которых следует уточнить. Затем выбираются и подготавливаются места установки маркерных устройств, вблизи от выделенных дефектных мест. Второй запуск дефектоскопа в обследуемый трубопровод производят аналогично первому. По результатам сопоставления данных обоих пропусков определяются опасные дефекты.

7 . Метод магнитной дефект о скопии

Метод магнитной дефектоскопии является многообещающим для обследования подземных магистральных газопроводов. Магнитные дефектоскопы позволяют при малых эксплуатационных расходах выявлять коррозионные повреждения стенок трубы на больших расстояниях, но нужно иметь ввиду, что они малочувствительны к трещинам, хотя и могут обнаруживать достаточно большие трещины, всё же для их выявления следует использовать устройство, использующее ультразвук, либо вихревые токи.

Метод магнитной дефектоскопии металлов основан ни обнаружении и регистрации полей рассеяния, возникающих в местах дефектов при намагничивании контролируемых изделий. При этом магнитные силовые линии распространяются в металле стенки трубы без изменения направления, если в ней отсутствуют дефекты. При наличии дефектов в стенках труб магнитные силовые линии отклоняются, и возникает поле рассеяния, величине этого поля зависит от размеров и конфигурации дефекта при определенном значении намагниченности стенки трубы.

Принцип магнитной дефектоскопии иллюстрируются на рисунке 10. Стенка трубы намагничивается до насыщения блоком постоянных магнитов, которые создают в ней магнитное поле. Магнитные силовые линии распространяются параллельно друг другу до тех пор, пока на их пути не встретятся какие-либо дефекты трубопроводных конструкций. Аномалии в стенке трубопровода вызывают изменение однородности магнитного потока, которые при перемещении устройства фиксируются чувствительными элементами (датчиками). К аномальным отклонениям относятся утоньшения стенки, связанные с коррозией внутренней или внешней поверхности трубы, различные повреждения, твердые включения, а также изменения магнитной проницаемости трубы.

Рисунок 6 - Принципы магнитной дефектоскопии: 1; 2 - обмотка

Кроме того, с помощью магнитного метода контроля выявляются различные дефекты в сварных швах газопроводов, выполненных автоматической сваркой при толщине основного металла от 2 до 20 мм. Наиболее хорошо выявляются продольные микротрещины, непровары и скопления шлаковых включений и газовых пор.

При использовании метода магнитной дефектоскопии, выполняются две последовательные операции:

Намагничивание стенки газопровода специальным устройством, при котором поля обнаруженных дефектов «записываются» на магнитную ленту;

Воспроизведение или считывание «записи» с ленты, осуществляемое с помощью магнитографических дефектоскопов.

Для контроля технического состояния металла труб газопровода разработан ряд дефектоскопов, перемещающихся внутри трубопровода и регистрирующих различные коррозионные дефекты (коррозионные каверны, трещины и т.п.).

К наиболее известным устройствам следует отнести систему «Лайналог», разработанную фирмой «АМФ ТЮБОСКОП» (США) и предназначенную для неразрушающего контроля газопроводов. Сила, движущая систему, создается за счет разности давления подаваемого газа.

Снаряд (рисунок 11) действует по принципу регистрации изменения силовых линий магнитного поля, образованного в металле стенки трубы, в пределах прерывности (каверны, трещины и т.п.), которая препятствует распространению этих линий.

Прибор обнаруживает и регистрирует дефекты, расположенные как на внутренней, так и на внешней поверхности стенки трубы.

Снаряд состоит из трех секций, соединенных шарнирно для обеспечения беспрепятственного прохождения на криволинейных участках трассы газопровода.

Первая секция содержит систему питания и оборудована уплотняющими манжетами, которые позволяют перемещать комплекс под рабочим давлением газа, а также служат для центрического ведения прибора в трубопроводе.

Вторая секция содержит магнитный блок, который производит намагничивание стенки трубы, создавая тем самым магнитное поле.

Третья секция содержит электронные элементы и систему регистрации. В данной секции происходит запись и обработка полученной первичной информации. При движении снаряда по газопроводу (с оптимальной скоростью 1+5 м/сек.) изменения магнитного поля (между магнитом и датчиком), вызванные изменением толщины стенки трубы (дефектом), регистрируются на 28-дорожечную магнитную ленту. Очень важен выбор метода обработки сигналов. Необходимо отличать полезные сигналы от помех, идентифицировать различные аномалии с помощью датчиков разного типа с последующей корреляцией полученных результатов.

Рисунок 7 - Снаряд-дефектоскоп типа «Лайналог»: 1 - секция питания; 2 - магнитная секция; 3 - секция регистрации; 4 - направляющая манжета; 5 - колесо записи пройденного пути; 6 - шарнирное соединение

Снаряд работает на принципе намагничивания короткого отрезка стенки трубопровода, которое он осуществляет по мере своего продвижения по трубе. Генерация малого поля при этом осуществляется мощными постоянными магнитами, расположенными критически для оптимизации силы и конфигурации налагаемого поля.

Если на стенки трубы имеется потеря металла, вызванная коррозией или механическим повреждением, это вызывает локальное искажение конфигурации магнитного поля, что фиксируется электромагнитными датчиками.

Регистрации сигналов, поступающие от сотен датчиков дефектоскопов, фиксируется мощным магнитофоном и специальным бортовым компьютером. Внутренние и внешние поверхности проверяются независимо друг от друга, при этом не однократно сканируются и ранжируются на следующие типы повреждений металла:

Питтинговая коррозия - определяется как разрушение на поверхности площадью свыше 3д х 3д при глубине 0,4д и выше (д - толщина стенки);

Общая коррозия - определяется как разрушение на поверхности площадью свыше 3д х 3д при глубине 0,2д и выше;

Осевая зазубрина - определяется как поверхностная резка, проходящая по оси трубы и имеющая глубину до 0,2д и выше;

Круговая зазубрина - определяется как поверхностная резка, сориентированная по окружности трубы и имеющая глубину 0,4д и выше;

Производственные, строительные или ремонтные дефекты - определяются как дефекты с поверхностной площадью свыше 3д х 3д при глубине 0,2д и выше.

8 . Анализ результатов контроля

После пропуска снаряда-дефектоскопа специалистами инспектирующей организации проводится экспресс-анализ результатов внутритрубного обследования и представляется отчет, в котором должны быть отражены;

Полнота и качество записи информации;

Наличие отметок реперных точек (элементов обустройства, установленных маркеров);

Соответствие скорости снаряда режиму, обеспечивающему получение достоверной информации о техническом состоянии газопровода;

Информация о всех значительных дефектах.

По результатам экспресс-анализа проводятся контрольные обследования (шурфовки) в объеме, определяемом эксплуатирующей организацией. В ходе их проведения:

Измеряют расстояние между смежными реперными точками на участках, где планируется производить шурфовку;

Проверяют соответствие действительного характера обнаруженного повреждения его описанию в отчете об экспресс-анализе;

Погрешности в привязке дефектов по периметру трубы и относительно кольцевых стыков. По результатам контрольных шурфовок составляется соответствующий акт.

Отчет обязательно должен включать:

Таблицу используемых реперных точек с описанием вида реперной точки (кран, установленный маркер, отвод и др.), ее обозначением, расстояниями от камеры пуска и до следующей ближайшей реперной точки;

Таблицу особенностей трассы, включающую их описание (патрон, пригрузы, сегментные участки) с координатами начала и конца, с указанием длины;

Таблицу результатов обследования с идентификацией выявленной аномалии (коррозионные и - металлургические дефекты, гофры, вмятины, дефекты сварных соединений, тройники, отводы и др.), угловой ориентацией, размерами (длиной, шириной, глубиной), расстояниями от камеры пуска, ближайших реперных точек, поперечного сварного шва;

Трубный журнал с указанием типа трубы (прямошовная, спиральношовная), координат начала и конца, длины и толщины стенки каждой трубы.

К отчету в качестве приложений прилагаются:

Графики движения снаряда-дефектоскопа по трассе (с указанием скорости и ориентации снаряда);

Подробная информация о наиболее значительных дефектах, с указанием их трассовой привязки и визуальным цветным изображением дефектной зоны;

Масштабная схема обнаруженных элементов газопровода, особенностей и дефектов, в которой трасса газопровода графически представляет собой масштабное изображение уложенных труб по всей длине трассы, с условными обозначениями камер запуска и приема внутритрубных снарядов, линейных кранов, тройников, патронов, пригрузов, сварных стыков, установленных маркеров, выявленных дефектов и аномалий;

Диаграмма общей оценки состояния участка с указанием числа дефектных секций по видам и степени повреждений;

График распределения дефектов вдоль трассы с координатами «глубина дефекта - длина участка газопровода»;

Угловое распределение дефектов по окружности газопровода с указанием числа дефектов и их угловой ориентации;

Цифровая информация об инспекции на машинных носителях (дискете или компакт-диске), включающая дефектограммы обследованного участка; компьютерную программу, обеспечивающую просмотр этих материалов; и текстовые файлы отчетных документов.

При приемке отчета об инспекции проверяется наличие обязательных разделов и их полнота. Далее все дефекты классифицируются как:

Дефекты потери металла (наружные, внутренние, в теле трубы);

Дефекты геометрии поперечного сечения трубы (овальность, вмятины, гофры и пр.);

Аномалии.

В случае необходимости может быть принято решение о контроле результатов инспекции с помощью щурфовки. При проведении шурфовки необходимо обратить внимание на то, сохранили ли после идентификации обнаруженные дефекты свою прежнюю классификацию на группы, укачанные выше, и укладываются ли выявленные погрешности в измерениях геометрии дефектов в установленные производителем снарядов-дефектоскопов допуски.

В случае получения отрицательного ответа на приведенные выше вопросы инспектирующей организации выставляются претензии, и вопрос решается в рамках действующего договора на выполнение внутритрубного обследования.

Под идентификацией дефектов понимается процедура, в ходе которой визуально и средствами наружной дефектоскопии определяется вид повреждения (коррозия, механическое повреждение, внутренний дефект), характер (геометрические особенности дефекта), местоположение и возможные причины образования дефектов.

Идентификацию дефектов проводит отдельная бригада, состоящая из дефектоскописта, аттестованного на второй уровень в центрах Национального аттестационного комитета по неразрушающему контролю, слесаря и представителя ЛПУ (ЛЭС), в обязанности которого входят:

Проведение вводного инструктажа и оформление наряд-допуска для работы в шурфе;

Контроль безопасности при проведении дефектоскопии обследуемого участка трубопровода.

После получения наряд-допуска дефектоскописты по карте привязки дефекта проверяют правильность выбора дефектной трубы и разметки заявленных дефектов.

Идентификация наружных дефектов имеет некоторые особенности, зависящие от вида дефекта.

Описание локальных дефектов протяженностью до 50 мм (задиры, раковины) обычно ограничивается составлением схемы дефекта на развертке трубы с указанием максимальной глубины и длины дефекта в осевом направлении и фактической толщины стенки в окрестности дефектов.

Рисунок 8 - Описание поверхностных наружных дефектов

Для более протяженных локальных дефектов необходима съемка топографии дефектов на кальке в масштабе 1:1 с измерением глубин по сетке, например, 10x10 мм.

Описание протяженных наружных коррозионных повреждений включает в себя:

Вид коррозии (равномерная, неравномерная; сплошная, пятнами; скопление язв, одиночные язвы; растрескивание);

Местоположение повреждения на развертке трубы с указанием общих размеров повреждения (длина, ширина, фоновая глубина);

Местоположение локальных, наиболее глубоких каверн, входящих в состав основного повреждения с указанием длины, ширины и глубины (таблица 2);

Съемку наиболее опасного участка на кальку в масштабе 1:1 с измерением глубин;

Толщинометрию по периметру основного повреждения с шагом 100-500 мм.

Рисунок 9. - Схема коррозионных повреждений наружной поверхности газопровода (фрагмент)

Таблица 2 - Местоположение дефектов

Обозначение дефекта

Расстояние от шва,

Ориентация в часах-

Расположение: внешний внутренний

Локальная коррозия

Общая коррозия

Толщина стенки

глубина, мм

Длина, мм

ширина, мм

глубина, мм

длина, мм

ширина, мм

номин., мм

фактич., мм

Отпечаток прилагается

Назначение и принцип действия трубоукладчиков, требования к ним при сооружении линейной части магистрального трубопровода. Характеристики и индексы, устройство трубоукладчиков, отечественные заводы по их выпуску. Переоборудование техники в трубоукладчики. реферат , добавлен 24.05.2015 Этапы организации производства подготовительных работ по строительству магистральных трубопроводов. Работы, выполняемые за пределами строительной полосы. Инженерная подготовка территории к застройке. Разработка траншей. Контроль качества земляных работ. курсовая работа , добавлен 05.12.2012 Объем работ при строительстве магистральных трубопроводов. Расчистка и планировка трасс. Разработка траншеи, сварка труб в нитку. Очистка и изоляция труб, их укладка в траншею. Испытание трубопровода на прочность и герметичность, его электрозащита. курсовая работа , добавлен 03.03.2015 Изучение этапов организации работ по строительству магистрального трубопровода: технология рытья траншеи, материальное обеспечение, природоохранные мероприятия. Расчет прочности трубопровода, машинная очистка, изоляция и укладка трубопровода в траншею. курсовая работа , добавлен 02.07.2011 Основные характеристики газообразного топлива. Определение количества жителей. Расход газа на комунально-бытовые нужды, тепла на отопление, вентиляцию и ГВС жилых и общественных зданий. Гидравлический расчет магистральных газопроводов высокого давления. курсовая работа , добавлен 15.05.2015 Применение пластмассовых труб в строительстве. Технология сварки полиэтиленовых труб, специальные методы контроля сварных соединений полиэтиленовых газопроводов. Монтажные работы на полиэтиленовых газопроводах, устройство вводов, переходы через преграды. курс лекций , добавлен 23.08.2010 Классификация газопроводов по давлению. Правила проектирования газораспределительных сетей: строительные материалы, защита от коррозии, расположение. Правила прокладки подземных и надземных газопроводов, размещения газоиспользующего оборудования. реферат , добавлен 14.12.2010 Использование газа для освещения и отопления в первой половине XIX века. Основное назначение газорегуляторных пунктов и установок. Устройство подземных, надземных и наземных газопроводов. Сварка, укладка и защита газопроводов от почвенной коррозии. реферат , добавлен 11.01.2014 Структура организации строительного производства. Определение числа изоляционно-укладочных колонн и числа линейных объектных строительных потоков, необходимых для осуществления строительства магистрального трубопровода. Расчет такелажной оснастки. курсовая работа , добавлен 15.05.2014 Характеристика трассы и природно-климатическая характеристика района строительства газопровода. Технологический расчет магистрального газопровода. Очистка газа от механических примесей. Сооружение подводного перехода через реку, характеристика работ.

Cтраница 1

Строительство магистральных газопроводов имеет существенные особенности. Большая часть газопроводов строится в необжитых районах страны, на значительных расстояниях от населенных пунктов и благоустроенных транспортных коммуникаций. Работы по сооружению собственно трубопровода имеют линейный характер, при котором продукт труда (трубопровод) не движется, а средства труда (люди, механизмы) перемещаются.  

Строительство магистральных газопроводов в СССР начато в годы Отечественной войны. В 1943 г. были введены в эксплуатацию газопровод Похвистнево - Куйбышев (из месторождений Куйбышевской области) и газопровод в г. Саратов.  

Строительство магистральных газопроводов и ожидаемое увеличение подачи природного газа в Ленинград, хотя и существенным образом изменит структуру топливного баланса Ленинградского экономического района, но тем не менее в ней по-прежнему главное место будет занимать твердое, в том числе и дальнепривозное топливо, причем невысокого качества. Доля природного и сланцевого газа в общем потреблении естественных (первичных) топливных ресурсов Ленинградского экономического района может достигнуть значительной величины (до 46 %), что, конечно, само по себе будет большим успехом в борьбе за технический прогресс и быстрейшее развитие производительных сил.  

Строительство магистральных газопроводов позволяет широко использовать для различных процессов химической переработки природный газ не только в местах его добычи, но и в других районах, что создает условия для равномерного размещения заводов по территории страны.  

Строительство магистральных газопроводов позволило транспортировать газ на далекие расстояния, однако достаточного опыта для эффективного транспорта сжиженного раза по системе трубопроводов еще нет, хотя этот способ имеет несомненные преимущества.  

Строительство магистральных газопроводов, как и вообще магистральных трубопроводов, является линейным строительством (фиг. Основные его особенности - это большая протяженность фронта работ с многократным повторением всех технологических операций строительства, производство работ на неподготовленной территории, при различных климатических условиях и неизбежность выполнения работ под открытым небом при подвижности фронта работ; все это требует оперативности в руководстве работами, четкой организации материально-технического снабжения и бытового обслуживания рабочих.  

Диаграмма распределения объемов выполненных работ (в км по сезонам строительства газопроводов в таежно-болотистой (а и лесостепной (б зонах. / - летний сезон. 2 - зимний сезон.

Строительство магистрального газопровода Уренгой-Грязо - вец протяженностью 2240 км было начато (период подготовки) в 1979 г. Трасса характеризуется высоким уровнем заболоченности и обводненности, залесенностью практически на всем протяжении. Достигнутый потоками темп строительства в среднем 8 1 км в месяц характерен для старой (подрядной) структуры строительных организаций и соответствует средним показателям десятой пятилетки.  

Для строительства магистральных газопроводов используют трубы диаметром 1420 мм, которые изготавливают на Харцыз-ском (ХТЗ) и Волжском (ВТЗ) трубных заводах. Первый выпускает прямошовные трубы с двумя сварными швами, второй - спиральные трубы из сваренных встык листов. Некоторое количество труб поставляется по импорту.  

Для строительства магистральных газопроводов, а также трубопроводов компрессорных и газораспределительных станций применяют трубы стальные бесшовные, электросварные прямошовные, спиральношовные и трубы специальных конструкций, изготовленные из спокойных и полуспокойных углеродистых сталей диаметром до 500 мм включительно и из спокойных и полуспокойных низколегированных сталей диаметром более 500 мм.  

Управление строительством магистральных газопроводов сосредоточено в Государственном производственном комитете по газовой промышленности СССР. В ведении комитета имеются крупные проектные организации, ведущие изыскания и комплексное проектирование газопроводов. Строительно-монтажные работы выполняют специализированные по видам работ тресты. Функции генеральных подрядчиков возложены на тресты, выполняющие изоляционные и укладочные работы, а также работы по строительству наземных сооружений.  

При строительстве магистральных газопроводов, которые нередко приходится прокладывать по бездорожью и в различных климатических зонах (тайга, пустыня, горные районы и др.), а дальность доставки труб от железнодорожных станций и пристаней достигает десятков и даже сотен километров, особое значение имеет четкая работа автотранспорта.  

Строительство магистральных газопроводов увеличивает темпы, что не может не радовать производителей труб. Что касается реальной пользы для экономики страны, то здесь все не так однозначно. Например, за последнее время были заморожены дорогостоящие проекты «Турецкий поток» и «Южный поток», в которые уже вложены миллиарды. Определенные трудности возникают и с реализацией других программ.

Строительство магистральных газопроводов замедлилось

Строительство газопроводов для «Силы Сибири», наличие которых должно было обеспечить выгодное сотрудничество с Китаем, продвигается пока медленнее, чем ожидалось. В нынешнем году объемы снизились вдвое по сравнению с 2015-м. По словам представителей «Газпрома», планы запуска в 2018 году не корректировались, но возможность этого представляется высокой.

С другой стороны, европейцы прикладывают максимум усилий, чтобы снизить зависимость от российского монополиста. Сделав все возможное для блокирования «Южного потока», они одновременно практически дали разрешение на строительство газопровода ТАР стоимостью 5,6 млрд евро. Благодаря этой магистрали, Германия, Великобритания, Швейцария, Франция и ряд других стран смогут получать газ из Азербайджана.

Сложности с разрешениями на строительство газопровода

Проблема общения «Газпрома» с европейцами обуславливается как нежеланием проводить более гибкую ценовую политику, так и международной обстановкой. В частности, россияне упорно настаивают на , тогда как ЕС непременно хочет его сохранить. Противостояние привело к тому, что В.Путин , в результате чего «Газпром» уже потерял $1 млрд.

Взамен был объявлен очередной мегапроект - , с которым проблемы возникли почти сразу. Известные проблемы между странами начались, когда уже закупили труб на миллиард евро и приступили к строительству газопроводов. Сейчас отношения с Турцией нормализировались, но если бы этого не произошло 18 млрд рублей просто остались бы в земле.

...но Европа по-прежнему главный партнер

При этом В.Путин подчеркивает, что южный маршрут очень интересен для России. Идет подготовка к прокладке «Северного потока-2» по дну Балтийского моря. Запустить его планируется к концу 2019 года. Проекту могут помешать ограничения ЕС, но закупка труб уже началась, что, мягко говоря, выглядит преждевременным. Пока открытую поддержку высказала только Германия.

Старт работ до получения разрешения на строительство газопровода можно объяснить желанием показать готовность России к возобновлению полноценного диалога. В нынешней геополитической ситуации для этого можно пожертвовать и экономической целесообразностью. Впрочем, подобное решение сложно назвать нетипичным для нашей страны во все времена.

Большие надежды производители газовых труб возлагают и на проект Poseidon. Эта магистраль должна соединить РФ с Грецией. Она будет состоять из сухопутного и морского участков, мощность которых составит 9-16 млрд и 10-12 млрд куб. м в год соответственно. Говорить о перспективах этого начинания тоже можно не ранее, чем после оценки его Еврокомиссией.

О «Кубань-Крым» и перспективах

Рассказывая о в 2016 году, сложно пройти мимо такой темы, как программа «Кубань-Крым». Она подразумевает обеспечение полной газификации и энергетической безопасности полуострова. Суммарная мощность трубы в год должна составить порядка 4 млрд куб. м.

Из материковой части РФ в Крым будет поступать 2,2 млрд куб. м. Оставшийся объем должна обеспечить собственная добыча полуострова. Протяженность магистрали составит 400 километров. Две нитки будут пущены по дну , кроме того, в Симферополе, Керчи и Севастополе построят дополнительные перемычки. Первоначальные затраты оцениваются в 40 млрд рублей.

Полностью завершить строительство газопровода «Кубань-Крым» реально уже к декабрю нынешнего года. По крайней мере, так утверждает ответственный чиновник Минэнерго РФ Е.Грабчак. По его словам, готовность как по сухопутным, так и по подводным участкам в сентябре превысила 90%.

Напоследок, подведем небольшие итоги. Потребность Европы в импортном газе постоянно растет при том, что добыча в странах ЕС стабильно снижается. И данная тенденция сохранится надолго. Это обстоятельство очень любит подчеркивать руководство «Газпрома», говоря о перспективах корпорации.

На основании этого утверждения, по-прежнему вкладываются огромные средства в трубопроводы, что не может не радовать производителей последних и строителей. Действительно, за последние десять лет Европа стала потреблять на 4% больше голубого топлива, увеличив при этом долю импорта до 50%. Проблема заключается в нынешней внешней политике России, которая всячески способствует желанию ЕС минимизировать зависимость от «Газпрома».

Проектирование и строительство газопроводов осуществляется нашей организацией с использованием металлических труб, при этом мы руководствуемся требованиями СНиП 42-01, а также СП 42-101. Для того, чтобы конечный потребитель мог беспрепятственно пользоваться газом, квалифицированными специалистами проводится очень сложный и весьма трудоемкий процесс проектирования и укладки газопровода. Однако современная техника и новейшие технологии позволяют выполнить строительство газопровода в самые сжатые сроки.

Проектирование газопровода

Грамотно составленный проект газопровода, с соблюдением всех требований, норм и технических условий - залог дальнейшей безопасной эксплуатации. В проект мы обычно включаем газопроводы высокого, среднего и низкого давления, а также газовые объекты - регуляторные установки и пункты.

Проектирование осуществляется действительно высококвалифицированными специалистами, работающими в нашей организации многие годы. При составлении проекта прежде всего предусматривается безопасная и бесперебойная подача газа, возможность отключения некоторых элементов газопровода для проведения профилактики и ремонта, а также простота и удобство эксплуатации конечными потребителями.

Перед строительством составленный нашей организацией проект проходит экспертизу в уполномоченных инстанциях, включая «Ростехнадзор», в «Мосгаз», «Мособлгаз», далее специалисты надзорных органов либо дают разрешение на строительство газопровода, либо отклоняют проект.

Строительство магистральных газопроводов

Строительство магистральных трубопроводов состоит из целого ряда этапов, на каждом из которых осуществляется строгий контроль на соответствие производственных работ и материалов ГОСТам, техническим условиям, нормам и правилам.

1. Контроль материалов

Перед укладкой производится внешний контроль всех труб (проверяется каждая труба из партии), изоляционного материала, фитингов и всех остальных используемых материалов. Трубы, имеющие трещины, вмятины и коррозионные повреждения забраковываются. Кроме внешнего осмотра изоляционного покрытия, по требованию заказчика или генерального подрядчика может применяться приборный метод проверки изоляции по ГОСТ 9.602.

Для строительства надземных газопроводов чаще всего используются стальные трубы, для подземных - стальные и полиэтиленовые, для внутренних - стальные и медные. Нередко предпочтение отдается именно полиэтиленовым, которые не только устойчивы к коррозии, но и более долговечны, к тому же они не требуют антикоррозионной защиты.

2. Транспортировка труб

Транспортировка труб для строительства газопроводов производится нашей организацией при помощи специальных автомобилей с прицепами-роспусками, крепежными устройствами и турникетными кониками. Прицеп имеет надежную сцепку с автомобилем, а кабина водителя в обязательном порядке оснащена предохранительным щитом для защиты водителя от продольного перемещения труб. При транспортировке соблюдаются все требования безопасности.

3. Сборка трубопровода

Сети газопровода собираются опытными специалистами из готовых узлов и фасонных частей заводского изготовления, в числе которых:

секции труб,

• полу-отводы,

  заглушки,

  переходы,

  узлы для колодцев.

Такая организация сборки обеспечивает герметичный и наиболее быстрый монтаж всей конструкции газопровода. Все используемые конструктивные элементы и размеры сварных соединений стальных газопроводов соответствуют ГОСТ 16037.

Технология сварки газопроводов обычно включает:

• подготовку труб к сварке,
• сборку стыков,
• сварку труб в секции,
• сварку секций в нитку.

Для соединения труб мы применяем газовую и дуговую сварку, стыковую контактную сварку оплавлением, сварку в среде CO2 и пайку. К сварочным работам при строительстве газопровода допускаются только опытные сварщики, которые аттестованы в соответствии с РД 03-495. К пайке внутренних газопроводов из медных труб допускаются аттестованные в установленном порядке паяльщики труб не ниже 4-го или 5-го разряда.

Готовые сварные соединения газопроводов подвергаются не только внешнему осмотру, но и механическим испытаниям, а также контролю физическими методами в соответствии с требованиями СНиП 42-01. Сваренные дуговой или газовой сваркой стыки соответствуют ГОСТ 16037.

4. Монтаж и укладка

Укладку подземного газопровода осуществляют либо одиночными трубами (секциями) с дальнейшей сваркой в траншее, либо длинномерными плетями, сваренными предварительно на берме траншеи.

5. Балластировка магистральных газопроводов

Для обеспечения требуемого положения газопровода в траншее на специальных проектных отметках производится его предварительная балластировка и закрепление.

Балластировка обычно производится одним из следующих методов:

бетонирование труб,

грунтовая засыпка,

навеска железобетонных утяжелителей,

навеска полимерно-грунтовых контейнеров.

Заключительное закрепление газопровода специалисты нашей компании производят анкерными устройствами нескольких типов в несущих грунтах.

Испытание трубопровода на прочность и герметичность

После окончания работ по строительству газопроводы испытываются на прочность и герметичность в соответствии с действующими правилами и стандартами. Перед испытанием газопровода на герметичность внутренняя полость труб должна быть очищена. Очистка производится в два этапа:

на первом этапе очищаются отдельные трубы или секции непосредственно перед сваркой в плети;

на втором этапе производится продувка газопровода при завершении строительства.

Специалисты нашей компании проводят комплекс испытаний газопровода в присутствии технадзора заказчика, а также представителя газового хозяйства.

Защита от коррозии

Проект защиты газопровода разрабатывается нами одновременно с проектом строительства или реконструкции. Все виды защиты от коррозии проводятся нами до сдачи газопровода в эксплуатацию.

Сдача газопровода в эксплуатацию

После проведения всех испытаний производится сдача магистрального газопровода в эксплуатацию. После приемки газопровода районная эксплуатационная газовая служба может пускать газ. Перед пуском необходимо предварительно вытеснить воздух из трубопровода.

1. Технологическая часть

1.1 Обоснование необходимости решения рассматриваемой проблемы

газопровод магистральный примесь подводный

Рассматриваемый участок магистрального газопровода в моей дипломной работе, входит в состав ООО «Севергазпром».

ООО «Севергазпром» - одно из крупнейших предприятий газовой отрасли России, входит в состав ОАО «Газпром». Основными видами деятельности Общества являются - добыча, переработка и транспорт природного газа и газового конденсата, нефти.

Принципиальные подходы и технические решения по реконструкции объектов транспорта газа объектов ООО «Севергазпром» базируются на Концепции научно-технической политики ОАО «Газпром» до 2015 г., которая в области магистрального транспорта газа предусматривает:

оснащение компрессорных станций газотурбинными агрегатами нового поколения с КПД 34-36%, а затем 37-45%;

применение газопроводных труб с заводской трехслойной антикоррозийной изоляцией и внутренним гладкостным покрытием;

разработка и внедрение индустриальных методов ремонта линейной части магистральных газопроводов, в том числе без прекращения подачи газа;

снижение выбросов вредных веществ в атмосферу за счет модернизации действующего парка газоперекачивающих агрегатов (ГПА) и использование на компрессорных станциях газотурбинных агрегатов нового поколения с концентрацией оксидов азота на выхлопе не более 150, а в ближайшей перспективе - не более 50 мг/м³.

В соответствии с базовыми показателями концепции развития ОАО «Газпром» до 2010 г. основной задачей Общества является обеспечение газом потребителей России и выполнение контрактных обязательств по поставкам на экспорт - как существенный источник валютных средств для государства и инвестиционной деятельности.

Система же магистральных газопроводов в зоне деятельности ООО «Севергазпром» в последние годы все более формируется как экспортный коридор, позволяющий по кратчайшему расстоянию транспортировать газ с северных месторождений Тюменской области в район Грязовца, Торжка и далее в Санкт-Петербург, Финляндию, Польшу, Германию.

1.2 Объем транспортируемого газа

Строительство участка магистрального газопровода Грязовец-Выборг обусловлено включением его в проект Ямал-Европа для подачи газа из Надым-Пуртазовского региона на экспорт. Сырьевой базой газопровода являются следующие месторождения природного газа: Уренгойское, Юбилейное, Ямсовейское и Заполярное.

Объем транспортируемого газа составляет 112,9 , из них 85,6 - по существующим газопроводам, 27,3 - по магистральным газопроводам СРТО-Торжок. Сброс газа в существующие газопроводы Грязовец-Санкт-Петербург, Грязовец-МОК в 2005 г. составил 27,3 из условия полной загрузки газопровода.

1.3 Характеристика трассы и природно-климатическая характеристика района строительства газопровода

Трасса газопровода Грязовец-Выборг общей протяженностью 583 км находится в Вологодской и Ленинградской области и проходит по равнинно-холмистой местности. Начальной точкой трассы на участке газопровода является км 168,3, а конечной - км 752,3. Средняя температура самого теплого месяца года 20 - 23оС выше нуля. Средняя температура самого холодного месяца года 9-14оС ниже нуля. Годовое количество осадков достигает 300-400 мм. Максимальное количество осадков выпадает в середине осени (сентябрь - октябрь). Средняя скорость ветра 4-6 м/сек. Зима начинается в конце октября и заканчивается в середине марта (продолжительность более 4-х месяцев). Толщина снежного покрова в основном незначительна.

Район строительства имеет достаточно развитую сеть железных и автомобильных дорог с твердым покрытием. Среднее удаление точек трассы от железных дорог составляет 30-35 км.

Строительство магистрального газопровода в данном районе можно вести в течение всего года.

Трасса газопровода пересекает естественные и искусственные препятствия, в том числе:

Железных дорог 3 шт.

автодорог 6 шт.

балок 3 шт.

рек с шириной зеркала воды более 25 м 1 шт.

рек с шириной зеркала воды менее 25 м 5 шт.

ручьев 3 шт.

кабелей связи 11 шт.

ВЛ (от 0,4КВ до 110КВ) 10 шт.

1.4 Конструктивное решение по линейной части

Из характеристики района строительства, на основании данных топографических, инженерно-геологических, аэрофотосъемочных, геофизических и гидрометеорологических изысканий, с учетом развитой дорожной сети, густой заселенности района строительства, наличия на трассе большой протяженности сельскохозяйственных угодий, отсутствия вечномерзлых грунтов, выбираем подземный способ прокладки газопровода.

Этот способ:

а) позволяет восстановить и в дальнейшем использовать земли в полосе отвода;

б) обеспечивает стабильный температурный режим транспортируемого газа;

в) обеспечивает максимальную механизацию земляных работ;

г) более надежно, чем при наземном и подземном способах прокладки, обеспечивает закрепление газопровода в проектном положении;

д) не нарушает естественного состояния грунтовой поверхности и водотока на ней.

2. Механическая часть

2.1 Технологический расчет магистрального газопровода

2.1.1 Расчет теплофизических свойств газа

Таблица 1. Компонентный состав транспортируемого газа

КомпонентыКонцентрация i-го компонента газа, хiМолярная масса i-го компонента газа, Мi, [кг/кмоль]Критическое значение температуры i-того компонента газа Ткр., [К]Плотность i-го компонента газовой смеси, ρi, [кг/м³].Критическое значение давления i-того компонента газаРкр., [МПа]СН40,977516,04190,90,71684,73С2Н60,00830,07305,31,3444,98С4Н100,003558,124252,5983,45N20,00828,02125,61,25053,46СО20,00344304,31,97687,28

Молярная масса М [кг/кмоль] природного газа определяется по формуле на основе компонентного состава:

где: хi - концентрация i-го компонента газа;

Мi - молярная масса i-го компонента газа.

Газовую постоянную смеси определим по формуле:

где: - универсальная газовая постоянная;

Определим плотность газовой смеси при нормальных условиях по формуле:

где: µв - молекулярная масса воздуха;

Определим плотность газовой смеси при стандартных условиях по формуле:

где: ρi - плотность i-го компонента газовой смеси;

Определим относительную плотность газа по воздуху по формуле:

где: ρв - плотность воздуха;

Определим критическое давление и критическую температуру газа по формулам:

где: Ркрi - критическое значение давления i-того компонента газовой смеси;

Ткрi - критическое значение температуры i-того компонента газовой смеси.

2.1.2 Оценочная пропускная способность газопровода

Определим оценочную пропускную способность газопровода по формуле:

где: Qср - производительность газопровода;

Qср =27,3 млрд м³/год.

Оценочный коэффициент использования пропускной способности:

Кро - коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей;

Кро = 0,95;

Кэт - коэффициент экстремальных температур;

Кэт =0,98;

Кнд - оценочный коэффициент надежности газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода при отказах линейных участков или оборудования;

Кнд=0,98.

2.1.3 Выбор диаметра и определение толщины стенки газопровода

В соответствии с рекомендациями ЮжНииГипрогаз и обзором современного рынка, определяем конкурирующие диаметры труб, необходимые при строительстве линейной части газопровода. Наиболее полно современным Российским требованиям к качеству электросварных прямошовных труб большого диаметра соответствуют трубы Челябинского трубопрокатного завода, изготовленные согласно ТУ 14-3-1698-2000 из нормализованной, горячекатаной низколегированной стали.

По величине заданной пропускной способности

Qз =27,3 выбираем количество ниток газопровода, марку стали труб и её механические свойства, представленные в таблице 2.

Таблица 2

Наружный диаметр газопровода, [мм]Рабочее давление газопровода, [МПа]Количество ниток, [шт.]Марка сталиВременное сопротивление разрыву, [МПа]Предел текучести, [МПа]12205,6210ГНБ588,6461,1

Толщина стенки определяется в соответствии со СНиП 2.05.06-85* по формуле:

где: n-коэффициент перегрузки рабочего давления в газопроводе.=1,1;- рабочее давление в газопроводе.

Р = 5,6 н - наружный диаметр трубы.н = 1220 [мм]i - расчетное сопротивления материала трубы.

гдe: Ri(Н) - нормативное сопротивление материала трубы, принимаемое равным минимальному значению временного сопротивления;i(H) = sвр = 588,6 [МПа] - согласно СНиП 2.05.06-85*.коэффициент условий работы линейной части газопровода, зависящей от категории;=0,9;

k1-коэффициент надежности по материалу, зависящий от характеристики трубы и марки стали;

kH - коэффициент надежности, зависящий от диаметра и внутреннего давления;

Принимаем толщину стенки по ТУ 14 -3 - 721 - 78 = 12,5 [мм];

2.1.4 Расчёт газопровода на прочность и устойчивость

Расчёт проектируемого участка газопровода на прочность и устойчивость проводится по СНиП 2.05.06-85*.

В связи с тем, что проектируемый участок магистрального газопровода не проходит по территории вечно мёрзлых грунтов, сейсмически опасных районов и протяженность водных участков, на которых возможна потеря устойчивости газопровода, мала, то расчет устойчивости газопровода проводить не будем согласно СНиП 2.05.06-85*.

Расчет на прочность подземного газопровода в продольном направлении проводится согласно условию:

где - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, [МПа];

Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб;

Расчетное сопротивление, [МПа].

Продольное осевое напряжение определяется в соответствии со СНиП 2.5.6-85* по формуле:

sпр.N =,

где: a - коэффициент Пуассона или коэффициент линейного расширения металла трубы,

a = 12 ´ 105[град-1];

E - модуль упругости металла, E=[МПа];

Dt - расчетный температурный перепад, равный разности между максимальной температурой эксплуатации и минимальной температурой укладки трубопровода.

Среднегодовая температура грунта г. Грязовец на глубине 3,2 [м] составляет плюс 4,5 , а в районе г. Выборг плюс 6,5 . Средняя температура января от минус 22,1 до минус 13,8 . Следовательно, температурный перепад Dt=30 .

Внутренний диаметр трубопровода,

Подставив значения, получим:

sпр.N=78,71 [МПа],

sпр.N > 0, следовательно, на прямолинейных участках трубопровода осевые сжимающие напряжения отсутствуют, и уточнение толщены стенки не проводим.

Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб при растягивающих осевых продольных напряжениях sпр.N > 0 будет равен =1 согласно СНиП 2.05.06-85*.

Подставив необходимые данные, запишем условие:

Условие выполняется, следовательно, уточнения толщины стенки изменения материала стенки труб не требуется.

2.2 Очистка газа от механических примесей

Пылеуловители применяются на КС для очистки газа от механических примесей. В состав примесей, взвешенных в газе, транспортируемом по газопроводам, могут входить: песок, влага, конденсирующиеся углеводороды, компрессорное масло, окисные и сернистые соединения железа.

Пыль в транспортируемом газе состоит из продуктов коррозии внутренней поверхности стальных труб газопровода, механических загрязнений, не удаленных из газопровода после окончания его строительства или ремонта, а также из песка, выносимого из газовых скважин на головных участках магистральных газопроводов при неудовлетворительной работе сепарационных устройств.

Для очистки газа при его транспорте по газопроводам в моем проекте применяются циклонные пылеуловители.

В циклонном пылеуловителе (рис. 1) неочищенный поток газа поступает в нижнюю секцию пылеуловителя, поворачивает наверх. В расположенных в верхней части пылеуловителя 1 циклонах газ получает вращательное движение, капли влаги, и механические примеси центробежными силами отжимаются к стенкам циклонов, затем сбрасываются вниз в камеру сбора примесей 2, из которой они периодически удаляются. Освободившийся от взвеси газ в нижней части конуса теряет скорость и обратным потоком поднимается в выходной патрубок 3.

В целях повышения надежности, эффективности и снижения металлоемкости центральным конструкторским бюро нефтеаппаратуры (ЦКБН) разработаны и используются циклонные пылеуловители в блочно-комплектном исполнении на рабочее давление 75 кгс/кв. см для компрессорных станций магистральных газопроводов.

Рис. 1. Циклонный пылеуловитель

2.2.1 Расчёт оборудования для очистки газа от механических примесей

При проектировании КС Грязовец в установке очистки газа мной были использованы циклонные пылеуловители ГП - 144. Рассчитаем необходимое количество пылеуловителей.

Исходные данные:

Q = 82 - суточная пропускная способность;

qn = 20 - производительность одного пылеуловителя;

Pв = 3,99 [МПа] - давление на входе в пылеуловитель;

Тв = 281,3 [К] - температура на входе в пылеуловитель.

Определим перепад давления в сепараторе по формуле:

где: - коэффициент сопротивления отнесённый ко входному сечению, по технической характеристике завода изготовителя;

Скорость газа во входном патрубке пылеуловителя;

g - ускорение свободного падения;

g = 9.81 [м/с2];

Для заданного количества газа определим расчётное число пылеуловителей:

где: qn - производительность одного пылеуловителя, по технической характеристике завода изготовителя;

qn = 20 [млн. м³/сут];

резервных.

Произведем механический расчёт пылеуловителя.

Определим толщину стенки корпуса по формуле:

где: - расчётная толщина стенки корпуса;

Рраб - рабочее давление;

Рраб=5,6 [МПа];

Dвн - внутренний диаметр пылеуловителя;

Dвн=2000 [мм];

Коэффициент прочности сварных соединений;

Допускаемые напряжения для стали 16ГС;

с - прибавка для компенсации коррозии;

При условии:

Условие соблюдается, следовательно:

Принимается.

Определим толщину стенки днища по формуле:

с1 - поправка для компенсации коррозии;

с2 - прибавка для компенсации минусового допуска;

с2 = 1.3 [мм].

с3 - прибавка технологическая;

с3=8 [мм].

где: Н - внутренняя высота эллиптической части днища аппарата,

Н = 500 [мм].

Принимается

Следовательно для данных пылеуловителей толщина стенки корпуса, толщина стенки днища

2.3 Выбор установки охлаждения транспортируемого газа

Современные магистральные газопроводы нашей страны характеризуются следующими основными параметрами газопередачи: производительностью - до (32-35) млрд. м³/год при рабочем давлении природного газа в трубопроводе - до 7,36 [МПа] и диаметре - до 1420 [мм], а также протяженностью - до 4000 [км]. Для транспортирования газа на современных компрессорных станциях применяются газоперекачивающие агрегаты, состоящие из центробежных нагнетателей и энергопривода, в качестве которого используются газотурбинные установки или электродвигатели единичной мощностью соответственно до 25 и 12,5 МВт. Вместе с тем, большая часть магистральных газопроводов сооружается и эксплуатируется в сложных природно-климатических, геологических, гидрологических и геокриологических условиях, которые в ряде случаев значительно изменяются в пределах трассы одного газопровода.

При сочетании отмеченных факторов важное значение приобретает задача обеспечения надежности и эффективности трубопроводного транспорта газа. Успешное решение этой задачи зависит от надежного и эффективного функционирования входящих в состав газопровода объектов: компрессорных станций и линейной части, капитальные затраты на сооружение которой достигают 80% от общего объема капитальных вложений в магистральных газопроводах диаметром 1420 мм.

Надежность и эффективность эксплуатации магистрального газопровода в целом определяется рядом факторов, и, в частности, температурным режимом магистрального газопровода.

2.3.1 Анализ существующих установок охлаждения газа

Если температура газа после компремирования на КС превышает максимальную допустимую, рассчитанную по формуле:

где: - расчетный температурный перепад для труб, из которых сооружается линейная часть магистрального газопровода;

tу.т. - температура металла труб в момент укладки трубопровода в траншею и засыпки грунтом, принимается равной температуре воздуха в этот момент времени (определяется по климатологическим справочникам, исходя из графика сооружения трубопровода);

то газ перед подачей его в линейный участок трубопровода необходимо охладить на величину, определяемую из соотношения:

Охлаждение газа является обязательным технологическим процессом на компрессорных станциях современных магистральных газопроводов, а установки охлаждения газа - обязательным составным элементом основного технологического оборудования компрессорных станций.

Для выбора аппаратов охлаждения газа в своей дипломной работе я провел анализ возможных типов установок.

Охлаждение газа может осуществляться в теплообменниках разных типов: кожухотрубных, оросительных, типа «труба в трубе» и воздушных.

Охлаждающим теплоносителем в охладителях газа могут быть:

) вода - в установках водяного охлаждения;

) атмосферный воздух - в установках воздушного охлаждения;

) хладоагент - в станциях охлаждения;

) транспортируемый газ - в рекуперативных установках охлаждения.

Если в качестве охлаждающего теплоносителя используется вода, то она, в свою очередь, может быть охлаждена:

1) в охладителях испарительного типа;

2) в охладителях поверхностного типа;

3) путем сброса нагретой в теплообменнике воды в источник водоснабжения.

1 В охладителях испарительного типа температура охлаждения воды может быть значительно ниже температуры воздуха, что является преимуществом охладителей этого типа.

2. В охладителях поверхностного типа вода охлаждается до температуры воздуха и поэтому охлаждающая способность их ниже, чем у испарительных охладителей.

Если охлаждение газа осуществляется атмосферным воздухом, то в качестве охладителей газа используются аппараты воздушного охлаждения. В таких установках газ охлаждается до температуры, превышающей на несколько градусов температуру воздуха.

Если охлаждение газа осуществляется хладоагентом, то основой станции охлаждения газа являются холодильные машины: паровые компрессионные или абсорбционные водоаммиачные, использующие тепло уходящих продуктов сгорания газотурбинных установок - рис. 17. Первой ступенью охлаждения газа в станции охлаждения газа являются теплообменники водяного или воздушного охлаждения, а второй - холодильные машины.

В качестве хладоагентов в паровых компрессионных холодильных машинах используются вещества, имеющие низкую температуру кипения при атмосферном давлении: фреоны, аммиак, пропан, пропан - бутановая смесь и т.д. В абсорбционных водоаммиачных холодильных машинах хладоагентом является водоаммиачный раствор, состоящий из рабочего тела - аммиака и поглотителя (абсорбента) - воды, причем температура кипения абсорбента должна быть больше, чем рабочего тела.

Станции охлаждения газа позволяют охлаждать газ практически до любой требуемой температуры.

В рекуперативной установке охлаждения газ охлаждается сначала в аппарате воздушного охлаждения (первая ступень охлаждения), а затем - в рекуперативных охладителях (вторая ступень охлаждения).

В летний период времени в составе рекуперативной установки охлаждения работают аппараты воздушного охлаждения и рекуперативные охладители. В результате этого установка позволяет охлаждать газ до температуры, которая ниже температуры атмосферного воздуха, но превышает температуру газа на входе в установку. Величина этого превышения, называемого величиной недорекуперации, определяется размером снижения температуры газа на линейном участке, расположенном за компрессорной станцией, где установлена рекуперативная установка охлаждения. В холодный период времени расчетная температура охлаждения газа обеспечивается только с помощью аппаратов воздушного охлаждения и поэтому рекуперативные охладители отключаются.

Уровень охлаждения газа в рекуперативной установке охлаждения газа ниже, чем в установке воздушного охлаждения (в летний период времени).

Установки охлаждения газа подразделяются на:

) однородные, которые состоят из однотипных по конструкции и по виду используемого охлаждающего теплоносителя охладителей газа, соединенных между собой параллельно или последовательно;

) неоднородные, которые состоят из разнотипных по конструкции и однотипных по виду используемого охлаждающего теплоносителя охладителей газа, соединенных между собой параллельно или последовательно;

) комбинированные, которые состоят из нескольких ступеней охлаждения газа, причем охладители газа в разных ступенях являются разнотипными по виду используемого охлаждающего теплоносителя.

Ступенью охлаждения называется один или несколько соединенных между собой параллельно охладителей газа, являющихся однотипными по конструкции и по виду используемого охлаждающего теплоносителя. Установка охлаждения газа может состоять из одной или нескольких ступеней.

Выбор того или иного типа установки охлаждения газа осуществляется на стадии проектирования магистрального газопровода, прежде всего, исходя из технологических соображений: обеспечение расчетного уровня охлаждения газа перед подачей его в линейный участок газопровода.

Если расчетный уровень охлаждения газа может быть реализован в установках разных типов, то окончательный выбор типа установки осуществляется в каждом конкретном случае после выполнения технико-экономических расчетов сопоставляемых вариантов с учетом обеспеченности охлаждающим теплоносителем для установки охлаждения газа, влияния изменений во времени температуры охлаждающего теплоносителя на процесс охлаждения газа, а также с учетом влияния рассматриваемых типов установок охлаждения газа на окружающую среду.

В связи с тем, что установки и водяного охлаждения позволяют обеспечить расчетные уровни охлаждения газа в большинстве климатических пунктов нашей страны, остановимся на преимуществах и недостатках этих установок, являющихся самыми распространенными на компрессорных станциях магистральных газопроводов.

Прежде всего отметим следующее. Поскольку теплоемкость воды в возможном диапазоне изменения ее температуры в 4 раза больше теп-лоемкости воздуха как охлаждающего теплоносителя, то массовый расход воды в установке водяного охлаждения будет в 4 раза меньше массового расхода воздуха в установке воздушного охлаждения. С учетом того, что удельный объем воды примерно в 825 раз меньше удельного объема воздуха, объемный расход воды в установке водяного охлаждения будет примерно в 3300 раз меньше, чем объемный расход воздуха в установке воздушного охлаждения. Вместе с тем коэффициент теплоотдачи от поверхности охладителя к воде примерно в 100 раз больше, чем к воздуху, что приводит к необходимости увеличения поверхности охладителя со стороны воздуха за счет ее оребрения.

Установки воздушного охлаждения газа приняты в качестве основных для обеспечения расчетных температурных режимов магистральных газопроводов, сооружаемых и эксплуатируемых на большей части территории нашей страны по следующим причинам.

Во-первых, опыт создания установок воздушного охлаждения для химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей отраслей промышленности, где впервые были применены эти установки, показывает, что капитальные вложения в установку воздушного охлаждения по сравнению с установкой водного охлаждения уменьшаются на (25 - 30)%, а эксплуатационные расходы - уменьшаются на (50 - 70)%.

Во-вторых, установки воздушного охлаждения предпочтительнее установок водяного охлаждения при эксплуатации в районах со сложными природно-климатическими условиями: острая нехватка воды в южных полупустынных и пустынных районах, обмерзание и возможное по этой причине разрушение вентиляторных градирен в северных и восточных районах страны с продолжительным холодным периодом времени в течение года.

В-третьих, загрязнения теплообменных поверхностей в установках воздушного охлаждения со стороны охлаждающего воздуха менее опасны и легче удаляются, чем загрязнения теплообменных поверхностей в установках водяного охлаждения со стороны охлаждающей воды.

В-четвертых, если температура нагретой в установке водяного охлаждения воды больше (43-49)°С, то процесс загрязнения и коррозии теплообменных поверхностей интенсифицируется, в то время как в установке воздушного охлаждения нет ограничений по температуре нагретого воздуха.

К недостаткам воздушного охлаждения по сравнению с водяным относится то, что температура охлаждения в установке воздушного охлаждения примерно на (10-12)°С выше, чем для тех же условий в установках водяного охлаждения. Кроме того, если температура воды в процессе эксплуатации меняется сравнительно медленно, то температура воздуха изменяется как в течение года, так и в течение суток, что при низкой тепловой инерции установок воздушного охлаждения приводит к колебаниям температуры охлаждения газа, превышающим колебания температуры охлаждения газа в установке водяного охлаждения.

На основании анализа, мной был выбран способ охлаждения природного газа аппаратами воздушного охлаждения. Их достоинствами являются: наименьшие капиталовложения и эксплуатационные расходы; возможность установки в районах с любыми климатическими условиями; не имеют ограничений по температуре нагретого воздуха, менее опасные загрязнения теплообменных поверхностей.

2.3.2 Конструктивные особенности аппаратов воздушного охлаждения газа

Установка воздушного охлаждения газа состоит из однотипных аппаратов воздушного охлаждения, соединенных между собой параллельно трубопроводной обвязкой. Для подключения или отключения отдельных аппаратов воздушного охлаждения к установке на входе и на выходе каждого аппарата устанавливаются краны, а для подачи газа от нагнетателей в линейный участок, минуя установку охлаждения, сооружается байпасная линия.

Рассмотрим устройство аппарата воздушного охлаждения.

Аппарат воздушного охлаждения представляет собой рекуперативный теплообменник, в котором природный газ охлаждается атмосферным воздухо.

Теплообменная поверхность состоит из горизонтальных оребренных со стороны охлаждающего воздуха и гладких со стороны газа трубок. Трубки, расположенные в шахматном порядке (в вершинах равностороннего треугольника), закреплены в двух трубных досках камер подвода и отвода газа, которые объединяют трубки в теплообменную секцию, смонтированную на несущей раме жесткости 3 - рис. 2. Один аппарат воздушного охлаждения имеет несколько теплообменных секций, соединенных двумя коллекторами, расположенными на входе и на выходе аппарата. Коллекторы с помощью трубопроводной обвязки соединяются с технологической линией газа на компрессорной станцие.

Оребренные теплообменные трубки изготавливаются монометаллическими и биметаллическими.

Рис. 2. Конструкция аппаратов воздушного охлаждения газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов

а) АВО типа АВГ с двумя вентиляторами (с редуктором); б) АВО типа АВГ с двумя вентиляторами (без редуктора); в) АВО типа АВГ с одним вентилятором; г) АВО типа АВЗ с одним вентилятором; д) АВО типа «Нуове - Пиньоне», 1 - теплообменная секция; 2 - камера подвода (отвода) газа; 3 - рама жесткости; 4 - вентилятор; 5 - опасть; 6 - электродвигатель; 7 - редуктор; 8 - клиноремная передача; 9 - патрубок; 10 - диффузор; 11 - несущие конструкции; 12 - фундаменты; 13 - жалюзи; 14 - устройство для изменения угла установки лопастей вентилятора.

Монометаллические трубки изготавливаются с накатным оребрением, а биметаллические - с накатным и с навитым оребрением.

.Осевые вентиляторы 4 (рис. 2) аппарата воздушного охлаждения газа, вращающиеся в горизонтальной плоскости, предназначены для прокачки больших объемов воздуха через теплообменные секции аппарата в направлении снизу вверх при сравнительно малых напорах воздуха. При этом вентиляторы могут располагаться под теплообменными секциями (нижнее расположение вентиляторов, обеспечивающее нагнетательную тягу воздуха через секции) или над секциями (верхнее расположение вентиляторов, обеспечивающее вытяжную тягу воздуха через секции) аппарата. Верхнее расположение вентиляторов предпочтительнее потому, что теплообмен в секциях происходит интенсивнее из-за отсутствия рециркуляции воздуха и лучшего его распределения внутри секции, оребренные трубки в секциях защищены от атмосферных осадков.

Вентиляторы приводятся в действие от электродвигателей 6, с которыми они соединяются непосредственно (рис. 2) или через передачу: редукторную 7 или клиноременную 8, которой оснащаются аппараты воздушного охлаждения зарубежных фирм.

.Аэродинамические элементы АВО, предназначенные для обеспечения направленного движения воздуха, включают:

1) патрубок вентилятора;

2) диффузор.

1. Патрубок 9 (рис. 2), внутри которого расположен вентилятор, предназначен для организации направленного движения воздуха. Патрубок имеет цилиндрическую форму, а его высота зависит от диаметра вентилятора и ширины лопастей 5.

2. Диффузор 10 (рис. 2) предназначен для равномерного распределения потока воздуха по всей площади теплообменных секций, расположенной перпендикулярно направлению движения воздуха, а также для преобразования динамического напора воздуха в статический, что приводит к повышению общего коэффициента полезного действия вентилятора.

Узлы регулирования, предназначенные для обеспечения расчетного режима работы АВО путем изменения расхода или температуры охлаждающего воздуха, включают:

1) жалюзи 13 (рис. 2);

2) устройство для изменения угла установки лопастей вентилятора 14;

3) устройство для изменения скорости вращения вентилятора;

4) устройство для подогрева воздуха, поступающего на вход аппарата воздушного охлаждения, или устройство для отвода части нагретого в теплообменных секциях воздуха и перепуска его на вход аппарата воздушного охлаждения;

5) устройство для увлажнения воздуха перед подачей его в теплообменные секции путем распыления воды в потоке воздуха.

Для регулирования теплового режима аппарат может комплектоваться одним или несколькими из перечисленных специальных устройств в зависимости от принятого в каждом конкретном случае способа регулирования.

В нашей стране аппараты воздушного охлаждения общего назначения для различных отраслей промышленности разработаны ВНИИНЕФТЕМАШем и серийно выпускаются заводами в соответствии с стандартизованным рядом аппаратов воздушного охлаждения: охладители и конденсаторы парообразных, газообразных и жидких технологических продуктов с температурой (-40-300)°С и давлением до 6,28 МПа предназначены для работы на открытом воздухе в районах с умеренным и холодным климатом.

Новый аппарат, разработанный и испытанный с участием сотрудников кафедры термодинамики и тепловых двигателей РГУНиГ им. И.М. Губкина и получивший обозначение 2АВГ-75, является одноходовым, трехсекционным, с шестью рядами трубок длиной 12 м в теплообменных секциях (одна секция состоит из 180 трубок) и имеет поверхность теплопередачи по оребренным трубкам 9930 м². Аппарат оснащен двумя осевыми вентиляторами нижнего расположения с непосредственна приводом, от двух тихоходных электродвигателей с единичной установленной мощностью 37 кВт.

Для охлаждения газа применяются только одноходовые аппараты воздушного охлаждения с целью сведения к минимуму гидравлических потерь давления газа в установке охлаждения, что позволяет наряду с реализацией других мероприятий повысить эффективность эксплуатации газоперекачивающих агрегатов.

Рассмотрев конструкцию и возможность разных видов аппаратов воздушного охлаждения, для моего проекта, на реконструируемых компрессорных станциях будут установлены аппараты воздушного охлаждения типа 2АВГ - 75.

2.3.3 Расчет АВО (аппарата воздушного охлаждения)

Произведем расчет АВО для летнего режима эксплуатации газопровода на КС Грязовец.

ПоказателиВеличина1. Расчетное давление (Р), [МПа]5,62. Поверхность теплообмена по оребрению (Нст), [м²]99303. Коэффициент оребрения (φ)20Продолжение таблицы 34. Количество труб в секции (Nтр)5285. Число рядов труб, [шт.]66. Количество оребренных трубок в одном АВО (Nтр), [шт.]1807. Количество теплообменных секций (Nс), [шт.]38. Установленная мощнгость электропривода, [кВТ]379. Количество двигателей на аппарат, [шт.]210. Наружный диаметр трубок (Dн), [мм]57,411. Высота ребра трубки (h), [мм]1612. Шаг ребра (S), [м]0,002513. Длина оребренной трубки (L), [м]1214. Количество вентиляторов в одном АВО (n), [шт.]215. Расход воздуха, нагнетаемого одним вентилятором 113,8916. Свободная площадь между трубками (Fуз), [м²]11,517. Внктренний диаметр трубок (Dвн), [мм]2518. Диаметр вентилятора, [м]519. Частота вращения вентилятора, [об/мин]25020. Масса аппарата в объеме поставки (с обвязкой), [кг]41000Продолжение таблицы 321. Габариты аппарата, [мм] длина ширина высота12820 6380 4890

Таблица 4. Исходные данные для расчета

ПоказателиВеличина1. Суточная производительность КС (Q1), [м³/сут]40·1062. Температура газа до АВОт (t1), [○С] [К]40 3133. Температура газа после АВОт (t2), [○С] [К]25 2984. Температура воздуха (τ1), [○С] [К]17 2905. Критическая температура газа (Ткр), [К]213,36. Критическое давление (Ркр), [МПа]4,617. Теплоемкость газа (СР1), [Дж/кг·К]2743,688. Коэффициент динамической вязкости газа (η1), [Па·с]1,2·10-59. Коэффициент теплопроводности газа (λ1), [Вт·м/К]0,031710. Теплоемкость воздуха (СР2), [Дж/кг·К]100511. Коэффициент динамической вязкости воздуха (η2), [Па·с]1,2·10-512. Коэффициент теплопроводности воздуха (λ2), [Вт·м/К]0,2413. Расчетное число аппаратов (nАВО), [шт.]4

Определим мощность теплового потока:

где: М1 - массовый расход газа, ;

Определяем температуру воздуха на выходе из АВО при нормальной производительности вентилятора:

где: М² - массовый расход воздуха, ;

Средняя логарифмическая разность температур:

где: θ1 и θ2 - начальная и конечная разность температур;

где: εΔt - поправочный коэффициент, учитывающий отличие схемы движения теплоносителей в АВО от противотока.

Следовательно: εΔt=0,87.

Определим коэффициент теплопередачи от газа к внутренней поверхности трубок АВО:

где: Re и Pr - соответственно числа Рейнольдса и Прандтля;

где: υ1 - скорость движения газа в теплообменных трубках;

ρ1 - плотность газа;

где: ΔР - потери давления газа в АВО, ΔР=0,06 [МПа].

Рн - давление после нагнетателя (после компримирования);

где: fвн - площадь поперечного сечения трубки;

Коэффициент теплопередачи от наружной поверхности оребреных трубок к воздуху:

где: Nu - число Нуссельта;

где: ρ2 - плотность воздуха;

Рассчитаем коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду:

где: σст - толщина стенки трубки;

λст - коэффициент теплопроводности стали; ;

Необходимая поверхность охлаждения:

Необходимое количество аппаратов АВО:

где: НАВО - поверхность теплопередачи одного АВО;

Таким образом, принимаем к установке 4 аппарата воздушного охлаждения.

Рассчитаем гидравлические потери газа в АВО:

где: - гидравлическое сопротивление в трубках:

режим течения квадратичный, т. к.

По результатам расчета получили, что на КС Грязовец должны быть установлены 6 АВО (4 рабочих и 2 резервных).

2.4 Расчет режимов работы КС Грязовец и расчет перегона КС Грязовец - КС 2

2.4.1 Расчет режимов работы КС Грязовец

Рассчитаем режим работы компрессорной станции Грязовец на газопроводе для летнего и зимнего режимов эксплуатации.

На КС установлен агрегат ГТК-10-4 с нагнетателем 520-12-1. Давление на входе в КС Рвх = 4,18 [МПа], температура на входе в КС Тв = 288,6 [К]. Плотность газа при стандартных условиях (и 0,1013 МПа) , относительная плотность по воздуху Δ=0,611.

Определим газовую постоянную по формуле:

где: R = 286,8 [Дж/(кг·К)] - газовая постоянная воздуха;

Рассчитаем коэффициент сжимаемости для условий всасывания:

Для летних условий:

Для зимних условий:

Определим плотность газа при всасывании по формуле:

Для летних условий:

Для зимних условий:

Производительность одного нагнетателя равна:

Определим объемную подачу нагнетателя первой ступени по формуле:

Для летних условий:

Для зимних условий:

Как следует из характеристики нагнетателя, зона наивысшего КПД (более 80%) соответствует интервалу Qпр =450-500 [рис. 3]. используя соотношение Qпр, найдем возможный диапазон изменения частоты оборотов нагнетателя из формулы:

где nн - номинальная частота вращения ротора нагнетателя;

nн =4800 [об/мин].

Для летних условий:

Для зимних условий:

Летние условия:

Примем n=2600 [об/мин], находим приведенную объемную производительность нагнетателя:

Определим приведенную частоту вращения по формуле:

где: zпр, Rпр, пр - параметры газа, для которых составлена характеристика нагнетателя. (рис. 3)

Из приведенных характеристик нагнетателя (рис. 3) находим:

[Тн] пр = 293 [К]; zпр = 0,91: Rпр = 490 [Дж/(кг К)].

Тогда получим:

По графику (рис. 3): степень сжатия, приведенная относительная внутренняя мощность, .

Определим внутреннюю мощность, потребляемую нагнетателем по формуле:

Определим мощность на муфте привода по формуле:

где: Nмех - механические потери, для газотурбинного привода;

Nмех = 100 [кВт].

Летние условия:

Зимние условия:

По ОНТП должно выполняться условие:

Теперь определяем давление газа на выходе из нагнетателя по формуле:

Для летних условий: .

Для зимних условий: .

Определим температуру на выходе нагнетателя по формуле:

где: k = 1,31;

Политропический КПД нагнетателя.

Для летних условий: .

Для зимних условий: .

2.4.2 Расчет перегона КС Грязовец - КС 2

Определим температуру газа Т на различном расстояние от начала перегона. Расчет температуры будем вести по требованиям ОНТП-51-1-85. Температуру газа определяем отдельно для летних и зимних условий транспортировки газа по формуле:

где - температура окружающей среды, [K]. Согласно ОНТП-51-1-85 за температуру окружающей среды допускается принимать среднее за рассматриваемый период значение температуры грунта, на глубине заложения оси газопровода;

Температура в начале перегона, [K];

Длина перегона, [км];

Определим среднее значение давления газ в газопроводе по формуле:

где: Рн = 5,67 [МПа] - давление в начале участка газопровода,

Рк = 4,56 [МПа] - давление в конце участка газопровода.

х - расстояние от начала перегона до рассматриваемой точки, [км];

ах - комплекс, определяем по формуле:

где С - коэффициент, согласно ОНТП-51-1-85, равный;

Средняя изобарная теплоемкость газа.

Значение коэффициента Джоуля-Томпсона на участке определяем по формуле:

где - коэффициенты, по ОНТП-51-1-85 равные:

Средняя температура газа на участке газопровода, которая определяется по формуле:

Для летних условий эксплуатации из исходных данных и предыдущих расчетов принимаем:

Для зимних условий эксплуатации из исходных данных и предыдущих расчетов принимаем:

Расчет температуры газа в конце перегона перед ГКС с использованием формулы:

Летний период эксплуатации газопровода:

Зимний период эксплуатации газопровода:

После определения температурного режима работы газопровода, проводим уточненный гидравлический расчет.

Определяем уточненный коэффициент динамической вязкости газа по формуле:

где - коэффициент динамической вязкости газа при нормальных условиях,

для летних условий:

для зимних условий:

Определяем уточненный сжимаемости:

Критическая температура газа,

Средняя температура газа,

Для летних условий:

Определим: .

Рассчитаем коэффициент сжимаемости:

Для зимних условий:

Вычислим коэффициент гидравлического сопротивления для участка газопровода:

летние условия:

зимние условия:

Давление газа в начальной точке газопровода равно 5,67 [МПа]. Поэтому определим уточненное значение давления в конце каждого перегона по формуле:

для летних условий:

для зимних условий:

2.5 Сооружение подводного перехода через реку Суда

2.5.1 Краткая характеристика условий работ

Ширина русла реки в месте перехода составляет 105 м. Максимальная глубина - 3,3 м.

При поиске способа проведения строительства подводного перехода принято решение осуществить его путем прокладки в выбранном коридоре бестраншейным способом - методом наклонно-направленного бурения (ННБ).

Суть метода ННБ состоит в том, что в намеченном створе перехода с помощью специального бурового оборудования пробуривается пионерная скважина необходимого диаметра по предварительно рассчитанной кривой. После этого заранее смонтированная и испытанная рабочая плеть протаскивается в упомянутую скважину.

Точка «входа» пилотной скважины забуривания находится в 274 м от уреза воды на правом берегу р. Суда.

Подъездные дороги к участкам проведения ремонтно-строительных работ на обоих берегах пригодны для прохода строительной техники после производства соответствующего ремонта.

2.5.2 Организация и технология работ

Выполнение линейных работ предусматривается осуществлять с использованием высокопроизводительных механизмов и прогрессивных методов работ.

Перед производством работ необходимо:

Оформить разрешение на право производства работ, согласованное с землепользователями, территориальной газовой инспекцией, владельцами пересекаемых и прилегающих инженерных коммуникаций, комитетом охраны природы и другими заинтересованными организациями;

документально оформить отвод земель;

произвести обследование трассы на наличие пересекаемых и прилегающих инженерных коммуникаций.

С целью обеспечения надежности эксплуатации подводного перехода после строительства на участке ННБ используются трубы Ду1400 с заводской изоляцией.

Стальные трубы для строительства газопровода подобраны согласно «Инструкции по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности» 1996 г.

2.5.3 Подготовительные работы

Предварительно решаются вопросы временного землеотвода, устройства вдоль трассовых проездов, и оборудования переездов через действующие нитки. Для проезда тяжеловесной техники производится ремонт подъездных дорог.

Уточняется расположение всех газопроводов и коммуникаций в границах предстоящих работ, обустраивается технологическая площадка под подготовку рабочей плети газопровода для участка ННБ, завозится необходимое оборудование и материалы, решаются вопросы обеспечения безопасных условий труда. Кроме того, решаются вопросы обустройства жилого городка для работающего персонала (на левом берегу р. Суда).

Одновременно с этим, вешками обозначается осевая линия проектируемого газопровода, а также осевые линии пересекаемых и прилегающих инженерных коммуникаций. На всех пересечениях и углах поворота устанавливаются указательные знаки с характеристикой коммуникации и особыми условиями при производстве работ.

Перед началом работ, а также на протяжении всего строительства, должна проводиться проверка строительной полосы на загазованность.

2.5.4 Земляные работы

Работы, связанные с монтажом и сваркой рабочей плети газопровода на участке ННБ, ее изоляцией и испытанием осуществляются наземно на технологической площадке (в створе скважины). Здесь предусматривается снятие плодородного слоя почвы и планировка поверхности рабочей зоны бульдозером.

На участках, прилегающих к скважине, рытье траншей осуществляется одноковшовым экскаватором, оборудованным обратной лопатой. В местах с ограниченной шириной строительной полосы и планировкой отвала минерального грунта экскаватор должен работать в паре с бульдозером. На участках с подстилающими грунтами, представленными водонасыщенными мелкозернистыми песками, рытье траншеи в задел не допускается.

2.5.5 Сварочно-монтажные работы

Рабочая плеть для участка ННБ монтируется и сваривается из изолированных в заводских условиях одиночных труб Ду1400 ручной дуговой сваркой поточно-расчлененным методом с использованием самоходных и прицепных сварочных агрегатов. Подогрев околошовной зоны и подварка корня шва - обязательны.

Для проведения строительства на переходе предусматривается использование труб Харцызского трубного завода 1420 х 23,2 с заводской изоляцией, выполненных по ТУ 14-3-1464-95. По окончании сварочно-монтажных работ выполняется контроль качества сварных швов в соответствии с требованиями действующих нормативов.

2.5.6 Изоляционно-укладочные работы

При строительстве проектируемого газ-да используются трубы с защитным покрытием из полиэтилена высокого давления, нанесенного в заводских условиях и отвечающего требованиям усиленного типа по ГОСТ Р 51164-98.

Изоляции подлежат только околошовные зоны. С этой целью предусматривается применять термоусадочные муфты системы «Dirax», обеспечивающие покрытие усиленного типа. Изоляция стыков осуществляется после гидравлического испытания по технологии, рекомендуемой фирмой-изготовителем.

2.5.7 Очистка полости и испытание перехода

По окончании сварочных работ рабочая плеть газопровода для участка ННБ (Дл.=672,74 м) в соответствии с нормативами документами испытывается гидравлически в 2-а этапа:

I этап. Испытание рабочей плети перед протаскиванием в скважину на прочность, давлением: Рисп. = Рзав. в нижней точке, с последующей выдержкой под ним в течении 6 часов. Затем плеть испытывается на герметичность, давлением: Рисп. = Рраб. = 5,6 МПа, в верхней точке, в течение 12 часов с контролем на герметичность. Слив воды после испытаний рабочей плети осуществляется естественным путем в амбар для сбора бурового шлама, расположенный на левом берегу р. Суда.

Данный этап испытаний проводится до нанесения изоляции на околошовные зоны (до установки термоусадочных муфт).

После этого полностью подготовленная рабочая плеть укладывается на «мягкие» лежки и роликовые опоры строго по оси пробуренной скважины. Окончательно проверяется сплошность изоляционного покрытия и рабочая плеть протаскивается в скважину. Краны-трубоукладчики, используемые для поднятия рабочей плети должны быть оснащены троллейными подвесками с обрезиненными роликами. После протаскивания проверяется состояние изоляционного покрытия методом катодной поляризации.

II этап. Испытание рабочей плети газопровода после протаскивания в скважину, давлением: Рисп. = 1,25Рраб. = 7 МПа, в верхней точке, с последующей выдержкой в течение 12 часов.

III этап. Очистка полости и испытание всего ремонтируемого газопровода (участок ГНБ и прилегающие участки).

Очистка полости трубопровода осуществляется путем промывки её водой с пропуском двух очистных поршней.

Далее проводится гидравлическое испытание газопровода на прочность давлением Рисп. = 1,25Рраб. = 7МПа в верхней точке, с последующей выдержкой под ним в течение 24 часов, после чего давление снижается до рабочего (5,4 МПа) в верхней точке, с последующей выдержкой под ним в течение 12 часов с контролем на герметичность.

Удаление воды из полости трубопровода после гидроиспытаний осуществляется воздухом в специально оборудованный амбар-отстойник, расположенный на левом берегу реки.

Вода для гидроиспытаний газопровода отбирается из р. Суда. (Оборудование водозабора производится после соответствующих согласований с районной инспекцией рыбоохраны).

Работы по испытанию и очистке полости газопровода осуществляются в соответствии со специальной инструкцией, отражающей последовательность и безопасные способы выполнения работ. Эти работы выполняются под руководством комиссии из представителей подрядчика, заказчика и представителя территориальной инспекции Газнадзора ОАО Газпром.

2.5.8 Техника безопасности

Все работы по строительству перехода методом ННБ должны проводиться в соответствии с требованиями по безопасности при строительстве подводных переходов магистральных трубопроводов, «Правилами техники безопасности при строительстве магистральных стальных трубопроводов» (1982 г.), а также требованиями нормативных документов на отдельные виды выполняемых работ.

Монтаж и эксплуатация бурового оборудования должны выполняться в точном соответствии с правилами безопасности, указанными в Инструкции по эксплуатации, представленной заводом-изготовителем. При отсутствии инструкции на участке строительства производство работ запрещается.

2.6 Технологические решения по бурению горизонтально-направленной скважины (ГНС)

2.6.1 Топографо-геодезические работы

1. Определение азимута бурения пионерной скважины.
2. Определение на местности точки входа и выхода пилотной скважины осуществляется графическим методом, путем промеров расстояний.
3. Установка реперов в характерных точках бурения пилотной скважины:
4. точка входа;
5. 1-й прямолинейный участок;
6. 1-й наклонный участок;
7. горизонтальный участок;
8. 2-й наклонный участок;
9. 2-й прямолинейный участок;
10. точка выхода.
11. Для качественного контроля за проводкой пилотной скважины необходимо произвести съемку электромагнитного фона земной поверхности на участке бурения.

2.6.2 Буровые растворы

Выбор типа бурового раствора.

Буровой раствор при бурении должен обеспечивать следующие условия:

а) размыв породы;

б) смазывание, охлаждение долота и бурильного инструмента;

в) создавать тонкую и непроницаемую корку на стенках скважины;

г) обеспечивать вынос шлама на поверхность;

д) уменьшать кажущийся вес трубопровода при протаскивании его в скважину;

е) должен быть экологически чистым продуктом.

Для бурения пилотной скважины, расширения и протаскивания плети трубопровода будет использоваться глинистый раствор приготовленный из высококачественного бентонита ПБМВ ТУ-480-1-334-91.

2.6.3 Расчет профиля пилотной скважины

Для предотвращения перетоков бурового раствора в русло реки, минимальное расстояние от нижней точки дна до оси скважины должно быть не менее 6 м.

По Ведомственным нормам «Строительство подводных переходов газопроводов способом наклонно-направленного бурения» и методике, разработанной компанией HDI, минимальный радиус искривления трубопровода рассчитывается из условия: если диаметр трубопровода больше 820 мм, то минимальный радиус искривления должен быть более 1200 диаметров трубопровода.

Принимаем минимальный радиус искривления трубопровода равным 1300 диаметров трубы.

Rmin = 1,22*1300 = 1586 м.

Прямолинейный участок забуривания должен быть не менее 8 м.

Соблюдая все эти условия принимаем угол входа пилотной скважины равным 8°.

Контроль за параметрами кривизны в процессе бурения пилотной скважины осуществляется с помощью технических средств установки HD-850.

Корректировка профиля скважины, с учетом электромагнитного фона земной поверхности на участке бурения, осуществляется системой «Навигатор» через 50 метров проходки.

3. КИП и А

3.1 Защита трубопровода от коррозии

Под коррозией металлических сооружений понимается самопроизвольное разрушение их под действием различных факторов химического или электрохимического характера, определяемых окружающей трубопровод средой.

Коррозия начинается с поверхности металлического сооружения и распространяется вглубь него. Образуемое при этом углубление заполняется продуктами коррозии. Металл в процессе коррозии теряется безвозвратно. По характеру взаимодействия металла с окружающей средой различают два основных типа коррозии:

химическую, взаимодействие металла с окружающей агрессивной средой (взаимодействие стальной трубы и газа, содержащего сернистые соединения);

электрохимическую, возникающую при контакте металла с жидкостью, проводящей электрический ток, т.е. электролит.

При этом взаимодействие металла с окружающей средой характеризуется анодными и катодными процессами, протекающими на различных участках поверхности металла. Продукты коррозии образуются только на анодных участках.

Защита газопровода от почвенной коррозии осуществляется путем наложения противокоррозионного покрытия на наружную поверхность труб, арматуры, соединительных деталей и применения электрохимических средств защиты.

Катодная защита - катодная поляризация поверхности трубы, создающая одностороннюю проводимость тока от источника постоянного тока через заземлитель (анод) в грунт.

Активная защита газопровода осуществляется катодной поляризацией наложенным током от внешних источников, создающая одностороннюю проводимость тока от источника постоянного тока через заземлитель (анод) в грунт. Установка катодной защиты создает отрицательный потенциал на поверхности газопровода, благодаря чему предотвращается возможность выхода электрического тока из трубы, сопровождаемого ее коррозионным разъеданием.

Независимо от коррозионной активности грунтов, предусмотрена комплексная защита наружной поверхности газопровода изоляционным покрытием и катодной поляризацией внешним током. Блуждающие токи в районе прохождения трассы газопровода отсутствуют.

Пассивная защита осуществлена изоляционным покрытием усиленного типа.

В качестве пассивной защиты предусмотрена заводская изоляция, а также противокоррозионное покрытие импортными полимерными пленками типа «Поликен 980-25», толщиной не менее 0,635 мм, нанесенными в полевых условиях по клеевой грунтовке «Поликен 919,5» с защитной липкой оберткой такой же толщины типа «Поликен 955-25».

3.2 Расчет оптимальных параметров катодной защиты

Произведем расчет катодной защиты, для определения защитной зоны станции, а также определим силу тока катодной защиты, напряжение, мощность на выходе станции. Определим срок службы станции катодной защиты.

Исходные данные:

Наружный диаметр газопровода DH = 1220 [мм];= 583 [км] = 583000 [м];

Толщина стенки газопровода d = 12,5 [мм];

Удельное сопротивление стали rст = 0,245 [Ом·мм/м];

Удельное сопротивление грунта rг = 30 [Ом·м].

Определим продольное сопротивление по формуле:

Т = = 4,04 х 10- 6 [Ом/м].

Определим переходное сопротивление трубопровод-грунт по формуле:

где: Rn - переходное сопротивление изменения трубопровода в

зависимости от удельного сопротивления грунта.n = 500 [Ом·м];П = = 130,52 [Ом´м].

Определим постоянную распределения тока вдоль трубопровода по формуле:

a = = 1,76 · 10-4;

Определим входное сопротивление трубопровода:

вх = =0,016 = 16 · 10-3 [Ом].

Определим расстояние между опорным заземлителем и трубопроводом:

679,5 @ 680 [м].

Определим длину защитной зоны станции катодной защиты:

где Q = 0,78 - вспомогательный коэффициент.

Определим силу тока катодной станции в точке дренажа:

где ИТЗ - наложенная разность потенциалов труба - земля в точке

дренажа. Для сухих грунтов ИТЗ = 0,95 В.

Глубинное анодное заземление выполняется из труб 219 х 8 [мм] с выходом торца на поверхность.

Для вертикального электрода, установленного непосредственно в грунте, сопротивление растеканию составляет:

где - удельное сопротивление грунта [Ом · м];Э - длина электрода, [м];Э - диаметр электрода, [м];- расстояние от уровня земли до середины электрода (глубина установки), [м].

Принимаем следующие значения:Э = 6 [м]; dЭ = 0,219 [м]; h = 3 [м];В = =0,546 [Ом].

Сопротивление дренажного кабеля вычислим по формуле:

где: S - сечение дренажного кабеля принимаем равным 75 [мм].

Удельное сопротивление материала провoда (алюминий), равное 0,028 Ом·м.= = 0,257 [Ом].

Фактическое сопротивление глубинного анодного заземления с учетом количества электродов:

з = 0,546 + 0,257 = 0,803 [Ом].

Напряжение на выходе катодной станции вычислим по формуле:

I (Zвх + Rз);

56 (16 · 10-3 + 0,803) = 45,86 [В].

Мощность на выходе катодной станции определим по формуле:

56 х 45,86= 2549,12 [Вт].

Проверим по условию мощности:

· 0,85 = 2550 [Вт].

Наша мощность не превышает фактическую, то для защиты газопровода от коррозии применим агрегат типа (ТДЕ-9) с мощностью на выходе 3 [кВт], силой тока 62 [А], и напряжением 48 [В].

Определим срок службы анодного заземления, а так же необходимое количество агрегатов:

Тсл = ;

где: - электрохимический эквивалент материала заземления;

КН - коэффициент использования массы заземлителя А;з - масса материала электродов заземления;

з =rстали· Vцил;

Плотность стали rстали = 7850 [кг/м³ ].

цил = = (2,2589·2,0969) = 0,162 [м];

з = 0,162 · 7850 = 1271,7 [кг].

Сила тока стекающая с заземлителя:

Определим:

п = = = 448 [Ом · м];вх = = = 0,0212 [Ом];

где: RТ = 4,04 · 10-6;

y = = = 316 [м];

Тсл = = 18,89 [года].

На основании расчетов получим:

срок службы равный 18,89 лет;

длина защитной зоны станции - 17728 [м];

необходимое количество установок: n = 583/17,728=33 [шт.].

Список литературы

1. Алиев Р.А., Белоусов В.Д., Немудров А.Г.,» Трубопроводный транспорт нефти и газа». Москва, «Недра» 1988 г.

Белоусов В, Д., Алиев Р.А., Прохоров А.Д., «Технологический расчет газопроводов». Москва, МИНГ, 1983 г.

Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А., «Справочник работника газовой промышленности». Москва, «Недра» 1989 г.

Агалкин В.М., Борисов С.Н., Кривошеин Б.Л., «Справочное руководство по расчетам трубопроводов». Москва, «Недра» 1987 г.

Громов А.В., Глазунов Н.Е., Хачикян Л.А.» Эксплуатационнику магистральных газопроводов». Москва, «Недра» 1987 г.

Деточенко А.В., Михеев А.Л, Волков М.М., «Спутник газовика». Москва, «Недра» 1978 г.

Дерцекян А.К., «Справочник по проектированию магистральных трубопроводов». Ленинград, «Недра» 1977 г.

Новоселов В.Ф., Гольянов А.И., Муфтаков Е.М.,» Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов». Москва, «Недра» 1982 г.

ОНТП 51-1-85 «Магистральные трубопроводы» Стройиздат.

Юфин В.А. «Трубопроводный транспорт нефти и газа». Москва, «Недра» 1978 г.

Отчет ВНИИГаз «Реконструкция газотранспортных систем».

СНиП 2.05.06-85*. «Магистральные трубопроводы», Стройиздат.

СНиП 2.01ю-82. «Строительная климатология и геофизика».

Бабин Л.А., Григоренко П.А., Ерыгин Е.Н. «Типовые расчеты при сооружении газопроводов». Москва, «Недра» 1989 г.

. «Инструкции по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности». Москва, 1996 г.

Отраслевые стандарты (ОСТ) 51.40-93 «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия» (взамен ОСТ 51.40-83).

Козаченко А.Н., «Эксплуатация компрессорных станций магистрального трубопровода». Москва: Нефть и газ, 1999 г.

Альбом характеристик центробежных нагнетателей природного газа. Москва, 1985 г.

Алиев Р.А., Михайлов В.М.,» Компрессорные станции магистральных газопроводов».

Шавкин Н.К., «Очистка природного газа на магистральных газопроводах». Ленинград, «Недра» 1973 г.

Шпотаковский М.М., «Охлаждение транспортируемого природного газа на КС магистральных газопроводов». Москва 1991 г.

Бикчентай Р.Н., Шпотаковский М.М., Панкратов В.С., «Оптимизационные расчеты установок воздушного охлаждения газа в АРМ диспетчера КС». Москва 1993 г.

Глазов Н.П., Котик В.Г.,» Инструкция по проектированию и расчету электрохимической защиты магистральных трубопроводов и промысловых объектов». Москва ВНИИГаз 1980 г.

Государственные стандарты (ГОСТ) 51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии».

Строительство и эксплуатация магистрального газопровода... В данном дипломном проекте нами рассматривается организация и технология строительства газопровода «Моздок-Казимагомед» на участке перехода через...

Восстановительные и ремонтные работы на газопроводе

Успешное выполнение большого объема работ как по строительству, так и по капитальному ремонту магистральных газопроводов невозможно без внедрения наиболее целесообразной технологии и совершенной организации работ, обеспечивающих их высокие темпы.

Проектирование газопровода

Объектом дипломного проектирования является участок магистрального газопровода Пермь - Горький I на 231 км, через реку Иж...
В разделе экономики и организации производства, разработана сводная смета на реконструкцию подводного перехода, и локальный...