Характеристика объекта и природно-климатических условий 1 Природно-климатическая характеристика района

жүктеу/скачать 0.94 Mb.

бет	2/3
Дата	08.07.2016
өлшемі	0.94 Mb.
	#184520
түрі	Реферат

1 2 3

4 Механический расчет трубопровода
4.1 Расчет трубопровода на прочность и устойчивость

Нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений и следует принимать равными соответственно минимальным значениям временного сопротивления и предела текучести, принимаемым по государственным стандартам и техническим условиям на трубы [3]

Расчетные сопротивления растяжению R₁ следует определять по формуле:

(4.1)

где:

- коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по табл.1;

- коэффициент надежности по материалу, применяемый по табл.2;

- коэффициент надежности по назначению трубопровода по табл. 3.
Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления в трубопроводе подразделяется на два класса:

I – при рабочем давлении свыше 2,5 до 10 МПа

II – при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа

Таблица 1

Категория трубопровода и его участкаКоэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность Количество монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами, % общего колличестваВеличина давления при испытании и продолжительность испытания трубопроводаI

II0,60

0,75Принимается по СНиП III-42-80

Условный диаметр трубопровода, ммЗначение коэффициента надежности по назначению трубопровода

Для газопроводов в зависимости от внутр. Давления РДля нефтепроводов

500 и менее

600 – 1000

1200

1400

1,00

1,05

1,00

1,05

1,10

1,00

1,05

1,10

1,15

1.00

1,05-
Таблица 2

Характеристика трубЗначение коэффициента надежности по материалу

Сварные из малоперлитной и бейнитовой стали контролируемой прокатки и термически упрочненные трубы, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву, с минусовым допуском по толщине стенки не более 5% и прошедшие 100% -ный контроль на сплошность основного металла и сварных соединений неразрушающими методами

1,34

Сварные из нормализованной, термически упрочненной стали и стали контролируемой прокатки, изготовленные двухторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву, и прошедшие 100% - ный контроль сварных соединений неразрушающими методами. Бесшовные из катанной или кованной заготовки.

1,40

Сварные из нормализованной и горячекатаной низколегированной стали изготовленные двусторонней электродуговой сваркой и прошедшие 100% - ный контроль сварных соединений неразрушающими методами 1,47

Сварные из горячекатаной низколегированной или углеродистой стали, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой или токами высокой частоты. Остальные бесшовные трубы.1,55
Таблица 3

Согласно [4] принимаем трубы марки 14Г2САФ с временным сопротивлением и пределом текучести соответственно:

=554 МПа

= 390 МПа
МПа
4.2 Определение толщины стенки трубопровода
Расчетную толщину стенки трубопровода , следует определять по формуле:

(4.2)

где:

- коэффициент надежности по нагрузке – внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, для любых газопроводов принимается 1,1 [3]

- рабочее давление МПа;

- наружный диаметр трубы, см.

Внутренний диаметр трубопровода:

4.3 Проверка прочности и устойчивости подземных трубопроводов

Подземные трубопроводы следует проверят на прочность, деформативность и общую устойчивость в продольном направлении

Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении следует производить из условия:
, (4.3)

где:

- продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий;

- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях () принимаемый равным единице, при сжимающих () – определяемый по формуле:

(4.4)

- кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления.

(4.5)

В частности для прямолинейных и упругоизогнутых участков подземных трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта продольные осевые напряжения определяются по формуле:

, (4.6)

где:

- коэффициент линейного расширения металла трубы, град^-1 (12х10^-6);

Е – переменный параметр упругости (модуль Юнга), МПа (206х10³);

- расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, ⁰С.

Абсолютное значение максимального положительного или отрицательного температурного перепада:

(4.7)

где:

- переменный коэффициент поперечной деформации стали (0,3) (коэффициент Пуассона).

⁰С ; ⁰С
Принимаем среднее значение 40 ⁰С.

Условие прочности соблюдается.

5 Электрохимическая защита трубопровода

от коррозии
Для стальных газопроводов следует предусматривать защиту от коррозии, вызываемой окружающей средой и блуждающими электрическими токами.

Защиту от коррозии подземных газопроводов следует проектировать в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602 – 89.

На подземных газопроводах в пределах поселений следует предусматривать установку контрольно-измерительных пунктов с интервалами между ними не более 200м, вне территории поселений – не более 500м, на пахотных землях – устанавливается проектом. Кроме того установку контрольно-измерительных пунктов следует предусматривать в местах пересечения газопроводов с подземными газопроводами и другими подземными металлическими инженерными сетями.
5.1. Электрические параметры трубопровода

Продольное сопротивление трубопровода (R₁), принимаем.

Определяем переходное сопротивление трубопровода (R_пер)

, [5] (5.1)

где:

R_пер – переходное сопротивление трубопровода в начальный период эксплуатации, принимается равным 1500 Ом м²;[5]

D_н – внешний диаметр трубопровода, м.

Ом м²
Постоянная распространения тока вдоль трубопровода ().

[5] (5.2)

Характеристическое сопротивление трубопровода ( z.).

[5] (5.3)
Ом
Входное сопротивление трубопровода (z_в).

[5] (5.4)
Ом
Удельное электрическое сопротивление грунта ().

Ом м
Расстояние между трубопроводом и анодным заземлением ( у )

, (5.5)

где:

- коэффициент , Ом м, определяемый в зависимости от
Р = 10 Ом м. [5]
м
5.2. Выбор установки катодной защиты

Основными параметрами катодной защиты являются сила тока установки катодной защиты (УКЗ) и длина защитный зоны, создаваемая этой установкой. Расчет параметров УКЗ сводится к определению количества и мощности катодных станций, которые следует запроектировать к установке на трубопроводе. Мощность катодных станций определяется потребностью в защитном токе, количество – длиной защитной зоны.

Длина защитной зоны катодной установки ( l₃)
(5.6)

где:

U_тзм– минимальное смещение (по абсолютной величине) разности потенциалов труба-земля, В;

U_тз₀ – смещение разности потенциалов в точке дренажа, В;

К_в – коэффициент, учитывающий взаимовлияние соседних катодных установок, принимается равным 0,5;[5]

у – расстояние между трубопроводом и анодным заземлением, м;

- удельное электрическое сопротивление земли в поле токов катодной защиты, Ои м.
Вычисления проводят методом последовательного приближения.

Начальное значение определяют без учета члена

Число станций катодной защиты (m_скз)

, (5.7)

где:

L – длина газопровода, м.

Сила тока катодной установки ( I )

(5.8)
А

Напряжение на выходе катодной станции (V)

, (5.9)

где:

R₃_– сопротивление растеканию анодного заземления, Ом;

R_пр – сопротивление дренажных проводов, соединяющих катодную станцию с трубопроводом и анодным заземлением, Ом.

, (5.10)

где:

- удельное сопротивление проводника, принимается равным 0,0175 Ом мм² м^-1;

у_с – длина спусков провода с опор катодной станции, принимается равной 5;

S – сечение проводника, принимается равным 6 мм².[6]
Ом
В
Мощность на выходе катодной станции (W)

, (5.11)

Вт.
По каталогу [6] принимаем станции катодной защиты типа ПАРСЕК ИПЕ 1,2
5.3. Расчет анодного заземления

По каталогу к установке принимаются анодные заземлители типа «Менделеевец» - ММ.

Переходное сопротивление (R₃)

, (5.12)

где:

R_p – сопротивление растеканию, Ом.

, (5.13)

где:

R_а – переходное сопротивление одиночного электрода, Ом.

, (5.14)

где:

- удельное сопротивление грунта;

h – расстояние от поверхности земли до электрода, принимаем равным 2,5 м;

d – диаметр электрода, мм.
Ом
n – число анодных заземлителей
, (5.15)

где:

, - соответственно, стоимость 1 кВт ч электроэнергии и стоимость одного электрода с установкой, тен.(кВт ч), тен;

- коэффициент полезного действия, принимается равным 0,6;

- коэффициент экранирования, принимается равным 0,85.

- коэффициент экранирования, принимается равным 0,7.[5]

R_зп – поляризационное заземление, Ом.

, (5.16)

где:

U_э_-_з – поляризационная составляющая падения напряжения на заземлении, принимается равной 1,5 В.[5]

Ом

R_зм – сопротивление материала заземлителя, Ом.

, (5.17)

где:

I_э – длина заземления, м;

- удельное сопротивление материала заземления, Ом мм/м;

S_э – площадь поперечного сечения заземления, мм².

, (5.18)

где:

d_э – диаметр электрода, мм.[6]
мм²
Ом
Ом

Вывод:

Расчетом установлено, что для защиты трубопровода от коррозии следует применять станции катодной защиты типа ПАРСЕК ИПЕ 1,2 в комплекте с анодными заземлителями типа «Менделеевец» - ММ в количестве 62 ед. Станции катодной защиты монтируются вдоль газопровода в количестве 3 ед. на расстоянии 23 км.
В процессе эксплуатации газопровода вследствие неизбежного изменения электрических параметров трубопровода необходимо уточнять число и расположение станций катодной защиты и анодных заземлителей по трассе трубопровода.

6 Спец часть

6.1 Технологическая схема «Главного проекта – 3»

Газ со скважин по шлейфам проходит к площадке ГП – 3 и направляется на блок входных манифольдов. Блок входных манифольдов рассчитан на 36 скважин и предназначен для распределения пластового газа по трем коллекторам диаметром 12” к технологическим линиям по одному коллектору диаметром 4” для подключения любой скважины к к контрольному сепаратору и по одному коллектору диаметром 4” к факелу высокого давления.

Каждый шлейф снабжен регулирующим клапаном который регулирует давление со шлейфов скважин.

На контрольный щит диспетчера выведен аварийный сигнал со шлейфа по минимальному и максимальному давлению.

Для аварийного отключения скважин с пульта диспетчера установлены пневмоприводные отсекатели. При повышении давления в шлейфе выше допустимого и снижении ниже допустимого отсекатели закрываются.

Пластовый газ с давлением 110-250 кг/см² распределяется по трём технологическим линиям и направляется в теплообменник Е-09, предназначенный для подогрева входного потока газа до температуры, исключающей отложение парафинов в первой ступени сепарации. Схемой предусматривается подача пластового газа на первую ступень сепарации и минуя теплообменник при отсутствии необходимости подогрева газа. В теплообменнике предусмотрен замер перепада давления с выдачей сигнала на щит диспетчера в случае его превышения.

Температура газа на выходе из теплообменника регулируется клапаном, который установлен на линии подачи теплоносителя в теплообменнике.

В качестве теплоносителя в Е-09 используется диэтиленгликоль (ДЭГ).

С теплообменника газ после дросселирования клапаном PV-203 до давления 110-128 кг/см² поступает на первую ступень сепарации. Первая ступень сепарации выполнена из двух соединённых последовательно аппаратов: предварительного (гравитационного) сепаратора, где происходит основная сепарация жидкости, и сепаратора первой ступени С-OIB для окончательной тонкой сепарации газа от жидкости.

Для контроля за давлением в C-OIA установлен манометр с выводом сигнализации верхнего (РАН-204) и нижнего (PAL-204) предела на щит диспетчера. Регулирование давления в сепараторе с-OIA осуществляется преобразователем давления РТ-203. Уровень жидкости в С-OIA регулируется клапаном LV-402 с индексацией по месту и сигнализацией в диспетчерской верхнего (LAH-402)и нижнего (LAL-402) уровня.

Уровень жидкости в С-OIB регулируется клапаном LV-424. Перепад давления в С-OIB замеряется дифманометром с сигнализацией максимального перепада (РДАН-206) в диспетчерской.

Газ после первой ступени сепарации поступает в двухсекционный теплообменник “газ-газ” Е-OIA, В, где производится охлаждение газа до температуры 0-+10⁰С потоком газа из сепаратора второй ступени. Поток газа после теплообменника Е-OIA, В направляется в редуцирующий клапан LV-605 и дросселируется до давления 70-82 кг/см². В результате дросселирования газ охлаждается до температуры минус 12-10⁰С.

После редуцирующего клапана к основному потоку газа подмешивается тёплый газ выветривания от трёхфазного сепаратора с-03 и от разделителя-сепаратора С-02В, и температура газа при этом повышается до 0-минус 8⁰ С.

Из теплообменника Е-OIA, В газ поступает в сепаратор второй ступени С-02А, глее при давлении 70 - 82 кг/см за счёт низкой температуры 0 - минус 8⁰С, а также специальной конструкции сепаратора происходит окончательная сепарация и осушка газа.

Осушенный газ после С-02А направляется в межтрубное пространство теплообменника Е-OI А, В (для охлаждения газа после первой ступени сепарации) и далее через замерный узел в коллектор товарного газа на ОГПЗ.

На щите диспетчера по каждой технологической линии регистрируется расход, температура и давление товарного газа.

На входе товарного газа в магистральный газопровод установлен пневноприводный отсекатель ИV-0805.

Кроме режима работы установки с редуцированием всего потока сырого газа технологической линии клапаном LV-605 (с 110-128 кг/см² до 70-82 км (см²) предусматривается также работа технологической линии при использовании эжекторов К-IOI (20I, 30I) для компримирования газа выветривания конденсата с ГНС. При работе эжектора в качестве высоконапорного используется поток газа с давлением IIO-128 кгс/см² низконапорный газ – газ выветривания конденсата из ёмкостей Е-01 ГНС с давлением 32-38 кг/см². Эжектор подключен параллельно клапану FV-605. Сопло эжектора рассчитано таким образом, чтобы при номинальном расходе газа через технологическую линию 130 тыс. км³/ч. – давление в сепараторе С-02А поддерживалось в пределах 70-82 кгс/см² при давлении низконапорного газа до 38 кгс/см². Клапан FV-605 в этом случае должен быть в закрытом положении. При понижении давлении газа в сепараторе С-02А ниже установленного клапан FV-605 открывается и поддерживает установленное давление в сепараторе перепуском части потока через себя.

При полностью отключенном клапане FV-0605 (закрыт кран или установлена заглушка перед ним) давление в сепараторе С-02А обусловлено только работой эжектора и зависит от диаметра сопла, давления пассивного газа (газа выветривания). При установившемся режиме работы эжектора количество подсасываемого низконапорного газа устанавливается автоматически. Если по каким-либо причинам количество пассивного газа превысит его количество, которое может быть компримировано эжектором, излишний газ выветривания автоматически сбрасывается на факел (регулятором, установленном на ГНС).

В двухсекционном теплообменнике Е-01Ф, В температура сырого и очищенного газа контролируется по потокам термометрами.

Перепад давления на теплообменнике замеряется дифманометром с сигнализацией высокого давления на щите диспетчера. Температура сырого газа регулируется клапаном TV-1014, 3014, (клапан TV-2014 демонтирован). На его месте смонтирована задвижка с ручным приводом. Клапан TV-2014 установлен на линии выхода отсепарированного газа из С-02А перед Е-01В и предназначается для регулирования давления в сепараторе 2-ой ступени на второй технологической линии.

В сепараторе второй ступени С-02А контролируется давление, перепад давления и температура.

Перепад давления в сепараторе С-02А замеряется манометром и при повышении допустимой величины подаётся световой и звуковой сигнал на щит диспетчера (РДАН-217).

6.2 Оптимизация энергетической эффективности теплообменного аппарата.
В связи с тем, что целью дипломного проекта является увеличение пропускной способности газопровода мы ставим перед собой задачу не внося изменений в реконструкцию УКПГ-16 добиться использования того же количества теплообменных аппаратов, но с более лучшими теплообменными свойствами.

В случае, если предъявляемым критериям оптимальности удовлетворяют несколько конструкций теплообменных аппаратов, следует вести выбор конструкции с точки зрения ее энергетического совершенства. Энергетическое совершенство теплообменного аппарата можно оценить по величине отношения мощности теплообменного аппарата к затратам энергии, необходимым для перекачки теплоносителя через трубное N_три межтрубное N_мтр пространство. Это отношение называется коэффициентом энергетической эффективности теплообменного аппарата.

6.2.1 Расчет коэффициента энергетической эффективности для соединения треугольником.

, [7] (6.1)

где:

Q – мощность теплообменного аппарата, Вт.

- мощность, необходимая для перекачки теплоносителя через трубное пространство, Вт.

- мощность, необходимая для перекачки теплоносителя через межтрубное пространство, Вт.
6.1.1. Определяем мощность выбранного стандартного теплообменного аппарата по формуле Н.И.Белоконя.
, [7] (6.2)

где:

W_m –приведенный водяной эквивалент, Вт/⁰К;

W₁, W₂ – водяные эквиваленты горячего и холодного теплоносителей, Вт/⁰К;

К – коэффициент теплопередачи, Вт/ (м²х ⁰К);

F – площадь поверхности теплообмена стандартного теплообменного аппарата, м²;

- температура горячего теплоносителя на входе в теплообменный аппарат, ⁰К;

- температура холодного теплоносителя на входе в теплообменный аппарат, ⁰К

6.1.1.1. Определяем приведенный водяной эквивалент..

, (6.3)

где:

Р – рабочее давление теплообменного аппарата, МПа.
6.1.1.1.1. Определим водяные эквиваленты горячего и холодного теплоносителей.

, (6.4)

где:

V₁ – объём горячего теплоносителя, м³;

- плотность горячего теплоносителя, кг/м³;

с_р₁ – удельная теплоёмкость горячего теплоносителя, Дж/(кг х ⁰К).

6.1.1.1.1.1.Определяем объём теплоносителя V₁= V₂

V₁= , (6.5)

где:

- расход газа, м³.

V₁==188,35 м³/час

Принимаем из расчёта в главе

= 86 кг/м³

= 198,484 х 10³ Дж/кг х ⁰К

6.1.1.1.1.1.1.1.Определяем площадь теплообмена

, (6.6)

Принимаем К=0,143

6.1.2. Определяем мощность, необходимую для перекачки теплоносителя через трубное пространство.

, [7] (6.7)

где:

- расход теплоносителя, движущегося в трубах, кг/сек;

- скорость теплоносителя в трубном пучке, м/сек;

- коэффициент гидравлического сопротивления,

- длина и наружный диаметр труб, м;

- число ходов по трубам.

6.1.2.1. Определяем расход теплоносителя:

(6.8)

6.1.2.1.1. Определяем скорость теплоносителя:

, (6.9)

где:

- плотность газа на входе, кг/м³

- площади проходных сечений трубного и межтрубного пространства, м²

6.1.2.1.1.1. Определяем коэффициент гидравлического сопротивления:

, при условии, что Re 2300 (6.10)

, при условии, что (6.11)

6.1.2.1.1.1.1. Определяем число Рейнольдса

, (6.12)

где:

- внутренний диаметр трубок, м;

- динамическая вязкость, м²/сек.

6.1.3. Определяем мощность, необходимую для перекачки теплоносителя через межтрубное пространство.

, [7] (6.13)

где:

- расход и плотность теплоносителя, проходящего в межтрубном пространстве;

- падение давления теплоносителя в межтрубном пространстве теплообменного аппарата.

6.1.3.1. Определяем падение давления теплоносителя:

где:

N_ПЕР – число сегментных перегородок, шт;

Х₁ - поправочный коэффициент, учитывающий влияние на падение давления теплоносителя в межтрубном пространстве потоков, проходящих в зазоры между трубами и отверстиями в перегородках и между кожухом и сегментными перегородками;

Х₂- поправочный коэффициент, учитывающий байпасные потоки;

Z_В_._П_.– число рядов в вырезе перегородок;

_-число рядов труб, пересекаемых перегородкой;

Z_n_-число рядов труб, проходящие через кромки перегородок.

b_1,b₂ ,b– коэффициенты, зависящие от расположения труб в пучке и от чисел Рейнольдса;

t – шаг труб.
Принимаем по таблице [7]

Z_n= 18; Z= 36 ; Z_В_._П_.=9; = Z_n+ Z_В_._П=27 (6.14)

b₁=4,57 ; b₂=-0,476 ; b₃=7 ; b₄=0,5 ;

6.1.3.1.1. Определяем коэффициенты, учитывающие распределение потоков в межтрубном пространстве.

, (6.15)

где:

r₁, r₂ – определяющие параметры;

(6.17)

, (6.18)

где:

r₃,r₄ – определяющие параметры.

Принимаем из таблицы

r₁=0,191 ; r₂=0,184 ; r₃=0,06 ; r₄=0

жүктеу/скачать 0.94 Mb.

Достарыңызбен бөлісу:

1 2 3