124405 (Сооружение участка магистрального газопровода с разработкой очистки полости и испытания), страница 3

На герметичность участки всех категорий трубопровода проверяют после испытания на прочность и снижения испытательного давления до максимального рабочего. Продолжительность проверки на герметичность при гидравлическом и пневматическом испытаниях определяется временем, необходимым для тщательного осмотра трассы газопровода с целью выявления утечек, но не менее 12 часов.

Чтобы полностью удалить воздух из магистрального газопровода при его заполнении водой для гидравлического испытания, в процессе промывки пропускают поршни-разделители или вытесняют воздух через воздухоспускные краны, устанавливаемые в местах скопления воздуха. Диаметр воздухоспускных кранов выбирают в зависимости от суммарной производительности наполнительных агрегатов и диаметра испытываемого газопровода.

Для полного удаления воды (после испытания магистрального газопровода гидравлическим способом) по нему пропускают не менее двух поршней-разделителей (основного и контрольного) под давлением сжатого воздуха или газа. Скорость поршней-разделителей при удалении воды обычно составляет 3-10 км/ч. Результаты считают удовлетворительными, если контрольный поршень-разделитель вышел из газопровода неразрушенным. В противном случае пропуск контрольного поршня-разделителя повторяют.

Достоинства: обеспечивается наибольшая безопасность, исключаются взрывы и возгорания; длина разрушений не превышает нескольких метров; исключены затраты времени и средств на очистку полости.

Недостатки: необходимость наличия на трассе источников воды; ограниченное применение при отрицательных температурах; требуется осушка внутренней полости; проблемы экологического характера.

Пневматическое испытание.

Пневматическое испытание магистральных газопроводов осуществляют лишь в тех случаях, когда по каким-либо причинам проведение гидравлического испытания невозможно (отсутствие источника воды, недостаток воды в существующих источниках, температура наружного воздуха ниже -25ºС, невозможность обеспечения охранной зоны, наличие участков вечной мерзлоты и т.п.). Как правило, пневматическое испытание сжатым воздухом в 2-3 раза продолжительнее испытания гидравлическим способом. При таком испытании давление принимают равным 1.1 максимального рабочего, а продолжительность выдержки под этим давлением 12 часов.

При пневматическом испытании магистральный газопровод (его участок) заполняют воздухом или газом через полностью открытые краны обводных линий при закрытых линейных кранах. Для выявления утечки воздуха или газа в процессе их закачки в газопровод добавляют одорант (через одоризационные установки) в объёме 50-80 г на 1000 м³ воздуха или газа. Давление в магистральном газопроводе поднимают плавно. При достижении давления 0.3 от испытательного (но не более 2 МПа) трассу осматривают. На это время подъём давления прекращают. После осмотра трассы подъём давления в газопроводе до испытательного ведётся без остановок. Под испытательным давлением на прочность магистральный газопровод выдерживают при открытых кранах обводных линий и закрытых линейных кранах. Это делается для стабилизации давления и температуры в газопроводе. После 12 часовой выдержки давление в газопроводе снижают до максимального рабочего, а краны обводных линий закрывают. Затем осматривают трассу, проводят наблюдения и замеры давления в течении не менее 12 часов.

Магистральный газопровод считают выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания на прочность (12 ч) давление в нём снизилось не более чем на 1%, труба не разрушилась, а при проверке на герметичность давление оставалось неизменным и не было обнаружено утечек. При обнаружении утечек и мест их нахождения при любом способе испытания магистрального газопровода визуально, по звуку, запаху или с помощью приборов участок трубопровода ремонтируют, а затем вновь подвергают испытанию на прочность и проверке на герметичность.

Достоинства: возможность сохранения чистоты полости; возможность проведения испытаний на резкопересечённой местности и при низких температурах.

Недостатки: высокая степень вероятности возникновения взрывов и пожаров; большая протяжённость разрушения при разрыве; велика продолжительность испытаний.

Комбинированное испытание.

При комбинированном испытании давление внутри трубопровода создают двумя средами – природным газом (воздухом) и жидкостью (водой или антифризами). Испытываемый участок заполняют природным газом от скважины (действующего газопровода) или сжатым воздухом от компрессорных установок до создания в нём давления, равного давлению в действующем газопроводе или максимальному давлению нагнетания компрессора. После заполнения участка газом или воздухом подъём давления в нём до испытательного производят опрессовочными агрегатами, закачивая в трубопровод жидкость. Давление при комбинированном испытании на прочность должно быть равно в верхней точке 1.1 максимального рабочего давления трубопровода, а в нижней точке – не превышать заводского испытательного давления труб. Продолжительность выдержки участка под этим давлением – 12 часов. В основном, комбинированному испытанию подвергают газопроводы, прокладываемые в горных условиях вблизи действующих газопроводов.

Обоснование выбранного метода очистки полости и испытания участка газопровода.

В связи с тем, что в районе сооружаемого участка магистрального газопровода зимний период, с понижением температуры до отметки – 45-50ºС, длится большую часть года, а также на всём протяжении сооружаемого участка газопровода почва представляет собой вечномёрзлые грунты – считаю целесообразным очистку полости газопровода произвести методом продувки газом с пропуском трёх очистных поршней типа ОП и пневматическое испытание природным газом на прочность и проверку на герметичность.

2 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

2.1Механический расчет магистрального газопровода

Цель расчета: Определить номинальную толщину стенки газопровода и подобрать трубу.

Исходные данные:

Диаметр газопровода, Dм, мм – 1420

Рабочее проектное давление Р, МПа – 7,5

Категория участка газопровода – ΙΙΙ

Температурный перепад Δt, ºC – 45

1. Задаем ориентировочно характерными для данного диаметра труб (марок стали), выпускаемых промышленностью значений предела, прочности δвр =588 МПа и определяем нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений R1, Мпа:

(2.1)

Где - δвр = 588 МПа;

m – коэффициент условий работы, принимается в зависимости от категории участка газопровода, m= 0,9;

К1 – коэффициент надежности по материалу, зависит от способа изготовления трубы, К1 = 1,34;

Кн – коэффициент надежности по назначению газопровода, зависит от давления, Кн = 1,15.

1. Определяем толщину стенки газопровода δ, см.

(2.2)

Где n – коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе – принимается n=1,1;

- проектное рабочее давление =7,5 МПа

- наружный диаметр газопровода, = 142 см.

По полученному результату выбираем толщину стенки трубы по сортаменту и проверяем выбранную трубу на наличие продольных осевых сжимающих напряжений, МПа, определяемых от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругости работы металла труб. Ориентировочно выбираем трубу Харцизского трубного завода ТУ 14-3-1938-2000 1420 х 18,7мм.

3) Определяем внутренний диаметр трубы Dвн, мм:

(2.3)

Где Dн - наружный диаметр трубы;

δн – выбранная по сортаменту толщина стенки трубы;

Dвн = (1420 -2· 18,7) = 1382,6мм.

1. Проверяем выбранную трубу на наличие продольных осевых напряжений, МПа:

(2.4)

Где α – коэффициент линейного расширения металла трубы, α = 1,2 · ;

E – переменный параметр упругости (модуль Юнга), E=

Δt – расчетный температурный перепад, ºC ;

μ- коэффициент поперечной упругой деформации: Пуассона, в стадии работы металла, μ= 0,3;

δн – толщина стенки выбранной трубы, см;

Dвн - внутренний диаметр трубы, см.

1. Поскольку результат отрицателен, то толщину стенки необходимо скорректировать. Для этого рассчитываем значение поправочного коэффициента ψ:

(2.5)

Где - продольное осевое сжимающее напряжение берется по модулю из предыдущего расчета; МПа;

R1 - нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, МПа.

6) Подставив полученные значения поправочного коэффициента, определим стенку трубы с учетом продольных осевых напряжений, см:

(2.6)

1. В заключении проверяем выбранную трубу с точки зрения технологии сварочно-монтажных работ.

(2.7)

1,010,4

Вывод: По результатам расчета возникающие в трубе продольные напряжения не опасны и выбранная нами труба полностью соответствует заданным параметрам.

2.2 Расчет необходимого количества материалов для сооружения участка газопровода

Цель расчета: Подобрать электроды и рассчитать необходимое их количество для сварки участка магистрального газопровода.

Исходные данные:

Труба Харцизского трубного завода

с пределом прочности 588 МПа (60 кгс/мм²)

Труба диаметром – 1420 мм

Толщина стенки – 18,7 мм

Электроды с основным видом покрытия.

1) Корневой слой шва выполняется электродами 3мм, а заполняющие слои шва - облицовочный и подварочный – электродами 4 мм. Исходя из толщины стенки трубы (18мм), количество заполняющих слоев будет равно 4. Корневой слой шва выполняем электродами Шварц 3К диаметром 3мм, а заполнение, облицовку и подварку электродами Кессель 5520 диаметром 4мм.

2) По диаметру электрода и допустимой плотности тока рассчитываем сварочный ток для сварки корневого и других слоев шва:

Для корневого слоя электродами диаметром 3 мм:

(2.8)

Где dэ - диаметр электрода, мм;

j – допустимая плотность тока для электрода Д=3 мм, А/мм, j=15А/мм²

Для заполняющих, подварочного и облицовочного слоев шва электродами Д=4мм:

(2.9)

Где dэ - диаметр электрода, мм;

j – допустимая плотность тока для электрода Д=4 мм, А/мм², j=12А/мм²

Принимаем:

Величина зазора между кромками труб - а = 3мм.

Высота притупления - hк = 3мм

Ширина подварочного шва - Cпод = 10мм

Высота подварочного слоя шва - hпод = 2мм

Высота облицовочного слоя шва - hо = 2мм.

Отсюда площадь подварочного слоя шва:

(2.10)

Где Спод – ширина подварочного слоя шва, см;

hпод – высота подварочного слоя шва, см.

1. Определяем толщину каждого из заполняющих слоев шва:

(2.11)

Где - толщина стенки трубы, мм;

hк- высота притупления, мм;