Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 6)

Результаты контроля качества сварных соединений регистрируют в журнале, где отмечается вся информация по поводу проверки – характеристики дефектов, если есть, характеристика проверенных деталей, технология устранения дефектов.

2.2.5 Испытания газопровода на герметичность

Испытание герметичности газопровода производится с помощью сжатого воздуха. Нагнетая сжатый воздух в полость газопровода создаётся определенное испытательное давление, значения которого согласно СНиП В Н1-3-81 указаны в таблице 2.6.

Таблица 2.6

Значения испытательного давления сжатого воздуха в газопроводе

Предварительно проводится очистка полости трубопровода от окалины, шлака и других твердых включений.

Измерение давления производят манометрами, класс точности которых 0,4 или 0,6.

Герметичность трубопровода исследуют после проведения всего комплекса ремонтных работ. Для этого засыпают ремонтный котлован, а изолированные сварные стыки оставляют открытыми.

Перед началом проверки герметичности газопровода для выравнивания температуры воздуха в газопроводе его выдерживают под давлением, выбранным для испытания некоторое время [14].

Газопровод следует считать прошедшим испытания на прочность, если падение давления, меньше регламентируемого при проверке манометрами класса точности 0.4, 0.6.

2.3 Расчет прочности подземного газопровода

В соответствии с таблицей 2 СП 42-102-2004 (для температуры эксплуатации до минус 40 ⁰С) принимаем трубы по ГОСТ 20295-85 тип 1 или 3, из низколегированных марок сталей по ГОСТ 19281-89 категории не ниже 3. Толщина стенки трубы для расчета прочности выбирается минимальная согласно таблицы 1 ГОСТ 20295. Минимальная толщина – 5 мм.

Расчет производим, согласно Раздела 5 СП 42-102-2004. Расчет должен подтвердить соблюдение следующего условия при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружения в обычных условиях:

(2.13)

(2.14)

где: _прS – продольное фибровое напряжение, МПа;

_прNS – продольное осевое напряжение, МПа;

R – значение расчетного сопротивления, Мпа.

При совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений и сейсмических воздействий:

(2.15)

(2.16)

где: R = min – значение расчетного сопротивления, МПа;

где: – минимальное значение временного сопротивления материала труб при рабочей температуре, МПа;

– минимальное значение предела текучести материала труб при рабочей температуре, МПа.

Механические свойства основного металла труб принимаем по таблице 7 ГОСТ 20295-85.

Для класса прочности труб К50:

Продольное осевое напряжение определяем по формуле 17 СП 42-102-2004:

(2.17)

где: =0,3 – коэффициент Пуассона материала труб;

P – рабочее давление, МПа;

– наружный диаметр газопровода, м;

– номинальная толщина стенки труб, м;

= 1,2 * 10^-5(⁰С)^-1 – коэффициент линейного теплового расширения материала труб;

– температурный перепад, ⁰С;

– дополнительные напряжения в газопроводе, обусловленные прокладкой его в сейсмических районах, МПа.

Температурный перепад принимается согласно п. 5.82 СП 42-102-2004. Для расчетного случая (г. Хабаровск) укладки летом принимается – 26,9⁰ С. Расчетные климатические параметры стенки труб при замыкании приняты по СНиП 23-01-99* по температуре наружного воздуха (для температур 0,92 обеспеченности), максимальная температура газа принята 10⁰ С.

Расчетный случай – укладка в летний период:

Условия по осевым продольным напряжениям выполняются:

Продольное фибровое напряжение определяется по формуле 18 СП 42-102-2004:

(2.18)

где: – радиус упругого изгиба, м;

E - модуль упругости материала труб, МПа;

– дополнительное напряжение в газопроводе, обусловленное прокладкой его в особых условиях, МПа (принимается по таблице 11 СП 42-

102-2004, для грунтов средней степени пучинистости – 30 МПа).

Расчетный случай – укладка в летний период:

Условие по продольным фибровым напряжениям выполняется:

В произведенных расчетах, установлено, что по условиям прочности для газопровода на участке ГРС-1 – ТЭЦ-1, проложенного в Хабаровске из труб диаметра 630 мм. удовлетворяет толщина стенки трубы 5 мм. В связи с отсутствием у заводов изготовителей труб 630*5 по ГОСТ 20295-85, для ремонта принимаем трубы минимально выпускаемой заводами изготовителями толщиной стенки 630*8.

2.4 Расчет потерь газа при разрушении газопровода

Расчет утечки газа производится для оценки уровня загрязнения почвы и атмосферы, а также для определения экономических потерь [33].

Данные для расчета:

• Длина линий разрыва наружного периметра трубы газопровода равна 25 %

• Толщина щели 4 мм

• Температура газа +10⁰С

• Плотность газа 0,79 кг/м³

• Давление газа 0,6 МПа

• Температура окружающей среды 25⁰С

Удельное количество выбросов газа, истекающего в атмосферу из щели в сварном шве стыка газопровода, определяется по формуле

(2.19)

где:

G_г, – удельное количество выбросов газа

 – коэффициент, учитывающий снижение скорости, равный 0,97;

f – площадь отверстия , м², определяется по формуле

(2.20)

где:

n – длина линий разрыва наружного периметра трубы газопровода, в % от общего периметра;

d – диаметр газопровода, м;

 – ширина щели, м.

Скорость выброса газа из щели в сварном шве стыка газопровода, будет равна критической и определяется по формуле

(2.21)

где: W_кр, – скорость выброса газа из щели, м/с;

T_o – абсолютная температура газа в газопроводе, К;

_ог – плотность газа при нормальных условиях, кг/м³.

Плотность газа перед отверстием в газопроводе, определяется по формуле

(2.22)

где: _г – плотность газа перед отверстием, кг/м³;

T₁ – абсолютная температура окружающей среды, К;

T_o – абсолютная температура газа в газопроводе, К;

P_o – абсолютное давление газа в газопроводе в месте расположения сварного стыка, Па;

P₁ – атмосферное давление, Па.

При расчетах принимается P₁ = 101325 Па.

Удельное количество выбросов газа, истекающего в атмосферу из щели в сварном шве стыка газопровода согласно формуле (2.19) равно:

Время утечки газа составило 1 час 5 минут(3900 с). Количество потерь газа рассчитаем по формуле:

(2.23)

где: V_п – количество потерь газа, м³;

t_у – время утечки газа, с.

2.5 Расчет количества газа в газопроводе (баллона газа) и предложения по его использованию

Участок газопровода ограниченной длины называется – «баллон».

Постановка задачи:

• После перекрытия крана №1 в крановом узле №1, нужно рассчитать количество газа, который остался в газораспределительных сетях.

• Расчет будет производится согласно технологической схеме.

• Давление газа в газопроводе равно 0,6 МПа, температура газа равна 10⁰С.

• Газопровод после крана №1 разделён на участки с различными длинами и диаметрами. Расчет количества газа будет производится для каждого участка, сумма количества всех участков равна количеству газа в баллоне.

Для решения задачи необходимо найти объем газа, находящийся в замкнутом объеме, при определенном давлении и температуре.

Рассчитаем баллон для участка со следующими характеристиками: диаметр газопровода 315 мм, длина участка 2681 м. Значения объемов газа для следующих участков рассчитывается аналогично. Воспользуемся формулой (5) Методики РД 153-39.4-079-01, преобразовав ее и удалив из нее расчет количества газа необходимого для заполнения трубы и продувки:

(2.25)

где: – объем газа при данном давлении и температуре, м³;

– внутренний объем трубы, м³;

–давление газа, Па;

– давление атмосферное, Па.

– температура газа в газопроводе, ⁰С;

Рассмотрим участок на трассе газопровода ГРС-1 – ТЭЦ-1 с данными характеристиками: l = 2681 м, d = 0,315 м.

Внутренний объем трубы:

(2.26)

где: V – внутренний объем трубы, м³;

d – диаметр газопровода, м;

Характеристики

Список файлов ВКР