Гулина, Тян, ред_верстка

где ИЗ – коэффициент теплопроводности изоляции, Вт/(м К) (см. табл. П2.2);DИЗ–наружный диаметр изолированного трубопровода, м, (табл. П2.3).

2.5. Коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду kср для подземных газопроводов вычисляют по формуле

			1	1
	kср	RИЗ		.
			аГР

2.6. Коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду kср для надземных газопроводов вычисляют по формуле

			1	1
	kср	RИЗ		.
			ан

Ориентировочное значение kср = 1,5÷2,0 Вт/(м2 град).

2.7. Коэффициент теплоотдачи от трубопровода в воздух, Вт/(м2 град),

	aн 4,45 5,0	V 0,6	.
		D0,4
		нар

2.2. РАСЧЕТ СТАЦИОНАРНЫХ ТЕПЛОВЫХ РЕЖИМОВ ГАЗОПРОВОДОВ НА ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДАХ

Теплообмен подводного газопровода зависит от степени заглубления газопровода в грунт дна и от характера перемещения воды вокруг него.В стоячей воде теплообмен определяется свободной конвекцией, его направление и интенсивность зависят от перепада температур воды и транспортируемого газа. При наличии подводных течений, их скорость определяет интенсивность теплообмена.Теплообмен подводного газопровода определяется теплообменом с водой и дном, в зависимости от положения газопровода с учетом его самозаглубления.

2.8. Среднюю температуру газа на подводном участке газопроводаТср вычисляют по формуле

1 e at L

P2

P2

1

a L

Т

T

(Т

T

)

D

Н

К

1

1 e

t

,

CP

окр.ср

Н окр.ср

a L

i 2a LP

a L

t

t

CP

t

20

		kср	D
где расчетный коэффициент	t			;kср – коэффициент теплопере-
		G c р

дачи.

2.9. Температура в концерасчетного участка МГ:

	TK Tокр.ср (TН Tокр.ср ) e aL	P2	P2	1 e aL .
		Н	К
		2aPCP L

2.2.1. Расчет газопровода, полностью погруженного в грунт

2.10. Внутренний коэффициент теплоотдачи от газа к внутренней стенке газопровода а, вычисляют по формуле, Вт/(м2 град):

а	0,6	Re0.8 .
1	D

2.11. Коэффициент теплоотдачи от трубы в грунт αгр:

aГР		2	ГР	103				,
		2h			2h	2
	D ln					1
		D 10 3			D 10 3

где h – глубина заложения газопровода до оси трубы, м; λгр – теплопроводность грунта, определяется в соответствии с рекомендациями п. 1.12.

2.12. Значение коэффициента теплопередачи подводного газопровода, полностью погруженного в грунт, в окружающую среду:

1	1			ст		из	1		,
kср		а1
				ст		из		аГР

гдеλст, λиз – теплопроводность стенки трубы, изоляции, соответственно, Вт/м·К; δст – толщина стенки трубы, мм; δиз – толщина изоляции, мм.

2.2.2.Расчет газопровода, частично погруженного в грунт

2.13.Коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности в воду αж вычисляют по формуле, Вт/м·К,

aж	0,26	w D 10 3	Prж0,37	ж		,
				D 10	3
		ж

21

гдеw – скорость течения воды, м/с, vж – кинематическая вязкость воды, м2/с;λж – теплопроводность воды(при t=0 °C – λж =0,60 Вт/м·К, и при t=20 °C – λж = 0,60 Вт/м·К);Рrж – параметр Прандтля для воды:

	ж	Ср
Pr		ж	,
ж
		ж

где ж – динамическая вязкость воды (при t=0 °C – ж =1,79 Па·с,при t=20 °C – ж =1,0 Па·с);Срж– теплоемкость воды(при t=0 °C – Срж=

4,218 кДж/кгК, при t=20 °C – Срж= 4,181 кДж/кгК).

2.14. Значение коэффициента теплоотдачи от наружной поверхности газопровода в грунт дна вычисляют по формуле

a		2	ГР		.
	ГР
		D	10	3

2.15. Коэффициент

теплопередачи

от

газопровода

в

жидкость,

Вт/м2·К;

1

1

ст

из

1

.

kж

а1

ст

из

аж

2.16. Коэффициент

теплопередачи

от

газопровода

в

жидкость,

Вт/м2·К;

1

1

ст

из

1

.

kГР

а1

ст

из

аГР

2.17. Значение коэффициента теплопередачи для подводного газопровода, частично погруженного в грунт, при отсутствии течения вычисляют по формуле

kср kж	360	kГР 360 ,
	360

гдеkж – коэффициент теплопередачи от газопровода в жидкость, Вт/м2·К;kгр– коэффициент теплопередачи от газопровода в грунт, Вт/м2·К;θ – угол охвата трубы грунтом, образуемый двумя лучами, проведенными из центра трубы к точкам пересечения периметра трубы с грунтом дна, град.

22

3. УТОЧНЕНИЕ ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Определенная температура в конце участка газопровода ТК приравнивается к начальной температуре на входе в компрессорную станцию, т.е. вносится в исходные данные для расчета, также корректируются в расчетезначения средней температуры в газопроводе,уточняя значения теплофизических параметров природного газа (теплоемкости, коэффициентов сжимаемости, Джоуля Томсона, динамической вязкости газа), вновь определяются массовый расход газа длина участка газопровода.

3.1. Приведенная температура природного газа в процессе сжатия:

T	Tср	.
Пр	Т КР

3.2. Приведенное давление природного газа:

PПр Рср . РКР

3.3. Среднюю удельную изобарную теплоемкость природного газа Ср в диапазоне температур 250 – 400 К, при давлении до 15 МПа

вычисляют, кДж :

кгК

																			P		10 6				0.1
				C		1.696				1.838		10	3 T		1,96		106			ср
					P									ср												или
																						T 3
																							ср
							C	P			R Е Е P Е P2										Е P3				,
											г	0	1	ПР	2		ПР					3 ПР
где Е0											0,591Т ПР2 , Е1				3,29		11,37				10,9				,
			4,437			1,015Т ПР
																		Т ПР			2
																							Т ПР
Е		3,23	16,27			25,48					11,81	, Е		0,214		0,908						0,967		.
	2
				Т ПР			Т ПР2				Т ПР3	3					Т ПР					Т ПР2

3.4. Коэффициент сжимаемости природных газов при давлениях до 15 МПа и температурах 250 – 400 К:

z 1	2,03	3,16		1,09		0,39 Рпр	0,2124	0,0423	0,1812	Рпр2 .
	Т пр		Т пр2		Т пр3		Т пр2		Т пр

23

3.5. Динамическую вязкость природных газов при давлениях до 15 МПа и температурах 250 – 400 К вычисляют по формуле, Па·с:

			0			1	В	Р	В	Р2	В		Р3		,
							1	ПР	2	ПР	3			ПР
	0 (1,81 5,955Т ПР ) 10 6 ,						В1	0,67		2,36	1,93				В2	0,8	2,89	2,65
где														,						,
													2
										Т ПР		Т					Т ПР		2
													ПР						Т ПР
В3	0,1	0,354	0,314
		Т ПР		Т ПР2 .

3.6. Среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона Di для природных газов с содержанием метана более 80 % в диапазоне температур 250 – 400 Кпри давлениях до 15 МПа вычисляют по формуле,

К : МПа

	Di	1		(	0,980 106				1,5)	или Di	H0		H1PПР				H 2 PПР2			H3 PПР3 ,
			CP
						T 2
где H 0									4,57Т ПР2 , Н1 5,66					19,92			16,89		,
	24,96				20,3Т ПР
																Т ПР	2
																		Т ПР
Н 2	4,11	14,68				13,39			, Н3	0,568	2,0		1,79			.
						2
			Т ПР										2
							Т ПР				Т ПР		Т ПР

На новые значения теплофизических параметров природного газа необходимо повторить гидравлический и тепловой расчет магистральных газопроводов с цельюуточнения длины участка газопровода между компрессорными станциями дляобеспечения заданной производительности газотранспортной системы и оптимального режима работы компрессорного цеха.

24

4. РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДА НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ

Магистральные трубопроводы на прочность рассчитываются по методу предельных состояний. Предельным называется такое состояние, по достижении которого нормальная эксплуатация рассчитанной конструкции становится невозможной.Первым предельным состоянием называется такое, по достижении которого конструкция теряет свою несущую способность, т. е. разрушается. Второе предельное состояние характеризуется чрезмерными, недопустимыми при эксплуатации остаточными деформациями или колебаниями. Третье предельное состояние определяется чрезмерными, недопустимыми при эксплуатации трещинами.По достижении третьего и второго состояния конструкция не разрушается и устойчивость сохраняется.

Уложенные в грунт трубопроводы рассчитываются по первому предельному состоянию, т. е. испытываемое трубопроводом наибольшее усилие не должно превышать его несущей способности. Такой трубопровод испытывает длительныевременные нагрузки, к которым относятся следующие.

1. Внутреннее давление (устанавливается проектом), которое создаѐт в стенках трубопровода кольцевые и продольные напряжения

(рис. 4.1).

Рис. 4.1. Схема напряжений, возникающих в газопроводе

25

Кольцевые напряжения определяют по формуле

	Pd	D
h			,
	2 th

гдеРd – нормативное значение внутреннего давления, МПа; D – внутренний диаметр трубы, м; th – толщина стенки трубы, м.

Продольные напряжения в стенке трубы от внутреннего давления определяются по формуле

			Pd	D
1	0 h	0			,
			2 th

где – коэффициент поперечной деформации (коэффициент Пуассона). Вес перекачиваемого продукта на единицу длины трубопровода:

		p D2
	qпрод 0,215ρгаз	а	g ,
		zTср

гдеD – внутренний диаметр трубы, м.

Температурные воздействия, которые при невозможности деформаций вызывают в стенках трубопровода продольные напряжения:

t E0T ,

где – коэффициент линейного расширения; Е0 – модуль упругости, МПа; Т–расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании,°С:

T t0 tф ,

гдеt0 – максимально или минимально возможная температура стенок трубы при эксплуатации; tф – наименьшая или наибольшая температура, при которой фиксируется расчѐтная схема трубопровода (укладка трубы в траншею или на опоры).

2.Кратковременные нагрузки и воздействия на трубопровод. К ним относят снеговую нагрузку, нагрузку от обледенения наземного трубопровода, ветровую нагрузку на единицу длины трубопровода.

3.Особые нагрузки и воздействия на магистральные трубопроводы – те, которые возникают в результате селевых потоков, деформаций земной поверхности в карстовых районах и районах подземных выработок, а также деформаций грунта, сопровождающихся измене-

26

нием его структуры. Эти нагрузки должны определяться на основании данных анализа грунтовых условий и их возможного изменения в процессе строительства и эксплуатации трубопровода.

4.1. ХАРАКТЕРИСТИКИ МАТЕРИАЛА ТРУБ ГАЗОПРОВОДОВ

Свойства материала труб, из которых изготавливается магистральный газопровод, являются определяющими при анализе напря- женно-деформированного состояния газопровода. От материала трубы зависят упруго-пластические свойстватрубы при эксплуатации. Для определения модуля деформации и коэффициента поперечной деформации по рекомендациям [10]используют диаграммы деформирования стали в зависимости от уровня эквивалентных напряжений (интенсивности напряжений).

Значения нормативного предела текучести и нормативного предела прочности (временного сопротивления) стали следует принимать по принятым в проекте техническим условиям или стандартам на поставку труб и соединительных деталей [10].

Для магистральных газопроводов применяются трубы и СДТ классов прочности К42-К65 (табл. П2.7). Свойства труб класса прочности свыше К65 устанавливаются специальными техническими требованиями к трубам.

4.2.ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ТРУБ

ИСОЕДИНИТЕЛЬНЫХ ДЕТАЛЕЙ

Оценку напряжений, возникающих в трубопроводе с учетом особенности прокладки труб, и определение толщины стенки труб, отводов, соединительных деталей проводим по методике,представленной в [10].

4.1. Расчетную толщину стенки трубы магистрального газопровода td, мм, для сталей с отношением ζу/ζu≤0,80 вычисляют исходя из значения нормативного предела текучести выбранного материала:

td	PH Dн		,
	2 kу Fу
		у

27

где РH– расчетное внутреннее давление, МПа;Dн– наружный диаметр трубы, мм;σу– нормативный предел текучести материала труб, МПа(см. табл. П2.7);ζu – нормативный предел прочности (временное сопротивление) материала труб, МПа; Fy– расчетный коэффициент по пределу текучести, который следует принимать в зависимости от категории участка газопровода (табл. П2.4);ky– поправочный коэффициент, зависящий от отношения нормативных характеристик стали σу/σu. Коэффициент ky определяют при σу/σu ≤ 0,60 по табл. П2.6,

при0,60 < σу/σu ≤ 0,80 – по формуле

ky a b	y	,
	u

значения коэффициентов a, b в которой следует принимать в зависимости от категории участка газопровода.

4.2. Расчетная толщина стенки трубы магистрального газопровода td для сталей с отношением σу/σu> 0,80 определяется как большее из двух значений, определенных по нормативным значениям предела текучести tу, мм, и предела прочности tu, мм, (временного сопротивления) материала труб:

td мах tu ,ty .

4.2.1. Толщина стенки, определяемая по пределу текучести, tу, мм;

t		PH	Dн	.
	y	2 Fу
			у

4.2.2. Толщина стенки, определяемая по пределу прочности, tu, мм, вычисляется по формуле

t		PH	Dн	,
	u	2 Fu
			u

где Fu– расчетный коэффициент по пределу прочности, следует принимать в зависимости от категории участка газопровода по табл. П2.4.

Кроме того, расчетная толщина стенки трубы должна удовлетворять условиям назначения уровней испытательного давления в верхней и нижней точках испытываемого участка газопровода СНиП 205.06-85.Расчетное значение толщины стенки трубы округля-

28

ется в большую сторону с точностью 0,1 мм. В качестве номинальной толщины стенки трубы следует взять ближайшее большее значение толщины стенки по используемым в проекте техническим условиям или стандартам на трубы, равное не менее 1/100 наружного диаметра трубы, но не менее 3 мм для труб Dудо 200 мм включительно и не менее 4 мм для труб Dу свыше 200 мм.Увеличение толщины стенки трубы по сравнению с расчетным значением из-за конструктивной схемы прокладки с целью защиты от коррозии и т.п. должно быть обосновано технико-экономическим расчетом.

Далее необходимо определить внутренний диаметр газопровода и уточнить расстояние между компрессорными цехами по п. 1.23.

4.3. Расчетную толщину стенкиотводов (кроме отводов холодногнутых и вставок кривых, изготовленных из бесшовных или электросварных труб в заводских условиях или на трассе строительства газопровода), конических переходов, переходных колец и заглушекTfit мм:

Tfit td ,

гдеtd– расчетная толщина стенки условной трубы, имеющей диаметр и материал соединительной детали, мм; η– коэффициент несущей способности соединительной детали следует принимать равнымдля отводов по табл. П2.5в зависимости от кривизны отвода. Для заглушек, переходных колец и конических переходов с углом наклона образующей менее 12° η = 1.

Толщина стенки соединительной детали должна быть равна или чуть больше расчетной и выбрана из существующего сортамента труб. Для отводов холодногнутых и вставок кривых, изготовленных из бесшовных или электросварных труб в заводских условиях или на трассе,расчетную толщину стенкиследует принимать как для прямых труб, из которых изготовлены данные отводы.Толщину стенки переходов следует рассчитывать по большему диаметру.Номинальная толщина стенки детали устанавливается с учетом технологического утонения толщины стенки в процессе изготовления детали и допускаемых минусовых отклонений на толщину стенки исходной трубы

29