Расчет газопровода на прочность и устойчивость

 

1.3  Основные физические свойства газов

В настоящее время для газоснабжения  используются в основном природные  газы. Природные газы имеют сложный многокомпонентный состав. В соответствии с условиями образования природного газа его месторождения подразделяют на три группы:

• газы, добываемые из чисто газовых месторождений, состоящих в основном из метана (82¼98%);
• газы газоконденсатных месторождений, содержащих 80¼95% метана и паров конденсата (тяжелых углеводородов);
• газы нефтяных месторождений (попутные газы) содержат 30¼70% метана и значительное количество тяжелых углеводородов.

Газы с содержанием  тяжелых углеводородов (от пропана и выше) менее 50 г/м³ принято называть сухими или тощими, а с большим содержанием углеводородов – жирными.

Количество газа, как и любого другого вещества, естественно выражать в единицах массы. Однако принято определять не массу газа, а его объем, приведенный к стандартным условиям. Стандартные условия – это давление, равное 0,1013МПа, и температура 293 К (20 ºС). Не следует путать стандартные условия с нормальными, (0,1013 МПа и 273К).

Расход газа выражают как в единицах массы, так и в единицах объема. Массовый расход, если нет путевых отборов или подкачек, не изменяется по длине газопровода. Объемный расход возрастает, так как давление по длине газопровода снижается. Объемный расход на входе в газоперекачивающий агрегат, т.е. при условиях всасывания, называют объемной подачей. Объемный расход, приведенный к стандартным условиям, называют коммерческим. Коммерческий расход – аналог массового: по длине газопровода он остается неизменным.

Для выполнения гидравлического  и теплового расчета газопроводов и расчета  режимов работы компрессорных  станций необходимо знать основные свойства природных газов: плотность, вязкость, газовую постоянную, псевдокритические  температуру и давление, коэффициент сжимаемости, теплоемкость, эффект Джоуля-Томпсона.

Плотность газа ρ зависит от давления и температуры. Поэтому данные о плотности должны сопровождаться указанием условий (давление и температура). Однако, когда речь идет о плотности при стандартных условиях, указание на эти условия часто опускают.

Плотность газа (газовой смеси) определяется по правилу аддитивности (сложения)

,                         (2.1)

где a₁¼a_n – объемные (молярные) концентрации компонентов смеси;

r₁¼r_n – плотности компонентов смеси.

В расчетах часто пользуются понятием относительной плотности газа, то есть отношением плотности газа r к плотности воздуха r_В при одних и тех же условиях

.      (2.2)

При этом различают нормальные (T=273,15 K и P=0,1013 МПа) и стандартные (T=293,15 K и P=0,1013 МПа) условия.

При нормальных условиях плотность газа можно определить по его молярной массе

,      (2.3)

где  22,41  – объем  одного киломоля газа при нормальных условиях, м³/кмоль

 – молярная масса природного  газа, кг/кмоль;

a_i , M_i – соответственно объемная доля и молярная масса i-го компонента

Пересчет плотности  газа с одних параметров состояния (P₁, T₁, z₁) на другие (P, T, z) можно осуществить по формуле

,      (2.4)

где P и P₁ – абсолютные давления газа;

T и T₁ – абсолютные температуры газа;

z и z₁ –коэффициенты сжимаемости газа;

Газовая постоянная природного газа (Дж/(кг×К)) зависит от состава газовой смеси

,      (2.5)

где `R– универсальная газовая постоянная R=8314,3 Н×м/(кмоль×К).

Псевдокрититические температура и давление газовой смеси определяются по формулам

,     (2.6)

,     (2.7)

где T_{КР i} и P_{КР i} – соответственно абсолютные критические температура и давление i-го компонента газовой смеси.

Критическая температура T_КР – температура при которой и выше которой при повышении давления нельзя сконденсировать пар.

Критическое давление P_КР – давление при котором и выше которого нельзя испарить жидкость.

Псевдокритические параметры  природного газа в соответствии с  нормами технологического проектирования могут быть найдены по известной  плотности при стандартных условиях r_СТ

;          (2.8)

.              (2.9)

Коэффициент сжимаемости учитывает отклонение свойств природного газа от законов идеального газа. Коэффициент сжимаемости z определяется по специальным номограммам в зависимости от приведенных температуры и давления либо по формуле, рекомендованной отраслевыми нормами проектирования [13]

;   (2.10)

.    (2.11)

Динамическая  вязкость газа (Па×с) определяется по формуле

  (2.12)

Кинематическая вязкость газа определяется из соотношения

.     (2.13)

Теплоемкость газа зависит от его состава, давления и температуры. Изобарная теплоемкость (кДж/(кг×К)) природного газа с содержанием метана 85% и более согласно отраслевым нормам     ОНТП 51-1-85 определяется по формуле

.                    (2.14)

Понижение давления по длине  газопровода и дросселирование газа на ГРС сопровождается охлаждением газа. Это явление учитывается коэффициентом Джоуля-Томпсона (К/МПа), для определения которого отраслевыми нормами [13] рекомендуется зависимость (для природных газов с содержанием метана 85% и более)

.    (2.15)

где C_P – средняя изобарная теплоемкость газа, определяемая для средних значений температуры и давления в процессе дросселирования.

 

ГЛАВА II. РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДА НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ

2.1 Определение толщины стенки трубопровода

Толщина стенки газопровода  принимается по ГОСТ Р 50838-95 (ТУ 6-19-352-87 и ТУ 6-49-04719662-120-94) в зависимости от номинального давления, диаметра газопровода и материала трубы.

Таблица 1.

Основные параметры  и размеры (в мм) полиэтиленовых труб согласно ГОСТ Р 50838-95.

Наружный диаметр d.		SDR				Овальность труб, не более,			Расчетная масса 1 м труб, кг для  SDR
			17,6		11		В отрезках	В бухтах, катушках для SDR
			Толщина стенки δе
Номинальный	Предельное отклонение	Номинальная	Предельное отклонение	Номинальная	Предельное отклонение			17,6	11	17,6	11
110 160	+ 0,7 + 1,0	6,3 9,1	+0,8 + 1,1	10,0 14,6	+ 1,1 + 1,6	2,2 3,2	16,5 24,0	6,6 9,6	2,07 4,34	3,14 6,70
Примечания. 1. Трубы выпускают в  прямых отрезках, бухтах и на катушках, трубы диаметрами 200 и 225 мм  - только в прямых отрезках. Длина труб в  прямых отрезках должна быть от 5 до 24 м с кратностью 0,5 м, предельное отклонение длины от номинальной - не более 1 %. Допускается в партии труб в отрезках до 5 % труб длиной менее 5 м, но не менее 3 м. 2. SDR - стандартное размерное отношение.

 

Согласно данному ГОСТу, произведем выбор толщины стенки трубы диаметром 110 мм и 160 мм для ремонта и сооружения газопроводов, рассчитанных на давление 0,6 МПа.

Таким образом, принимаем, что сооружение полиэтиленовых газопроводов на давление p = 0,6 МПа производится из полимерных труб с условным обозначением - труба ПЭ80 MRS 8,0 МПа ГАЗ SDR11-110x10 ГОСТ Р 50838-95 и труба ПЭ80 MRS 8,0 МПа ГАЗ SDR11-160x14,6 ГОСТ Р 50838-95.

Также принимаем, что  дальнейшая эксплуатация полиэтиленового  газопровода будет происходить  при температуре 10 ⁰С.

2.2 Обеспечение кольцевой формы поперечных сечений газопровода и проверка условий местной устойчивости стенок

Проверка обеспечения  кольцевой формы сечения подземного газопровода должна выполняться  с учетом полной линейной нагрузки (Н/м), приведенной к вертикальной плоскости, проходящей через ось трубы:

                                                         (1)

где β - коэффициенты приведения нагрузок; Q - равнодействующие вертикальных нагрузок на газопровод (от давления грунта, равномерно распределенной нагрузки на поверхности засыпки, нагрузки от веса трубопровода и транспортируемой среды, нагрузки от гидростатического давления грунтовых вод), [Н/м].

Нагрузка на газопровод от давления грунта (Н/м) рассчитывается по следующим формулам:

                                                          (2)

где В - ширина траншеи  по уровню верха газопровода, [м]; К_гр - коэффициент вертикального давления грунта определяется по табл. 4, зависящий от глубины заложения трубопровода и вида грунта; d_e – наружный диаметр трубы; q_m - нагрузка от давления грунта на единицу длины газопровода [Н/м], определяемая по формуле:

                                                (3)

где ρ_m – объемный вес грунта, [кг/м³], определяемый по табл. 6 в зависимости от вида грунта; g – ускорение свободного падения, g = 9,81 [м/с²]; h – расстояние от верхней кромки трубы до поверхности земли.

Нагрузка на основание  траншеи [Н/м] от собственного веса газопровода и транспортируемой среды вычисляют следующим образом:

                                                                      (4)

где q_q – собственный вес единицы длины газопровода, [Н/м], определяемая по формуле:

                                                                   (5)

где m_q – расчетная масса 1-го метра трубы газопровода, принимаемая согласно ГОСТ Р 50838 – 95.

 

Таблица 2.

Коэффициент вертикального  давления грунта К_гр

Глубина заложения газопровода, м.	Пески, супеси, суглинок твердый.	Суглинок пластинчатый, глина твердой  консистенции.
1 2 3 4 5 6 7 8	0,75 0,67 0,55 0,49 0,43 0,37 0,32 0,29	0,78 0,70 0,58 0,52 0,46 0,40 0,34 0,32

 

Таблица 3.

Объемный вес  грунта ρ_m

Вид грунта.	Объемный вес грунта ρm, г/см3
Пески супеси суглинки пессовиды глины	2,66 2,7 2,71 2,68 2,74

Нагрузка от выталкивающей  силы воды на обводненных участках:

                                                                    (6)

где q_w – нагрузка от выталкивающей силы воды, действующая на единицу длины газопровода, [Н/м], определяемая по формуле:

                                                         (7)

где ρ_w - объемный вес обводненного грунта, [кг/м³].

Нагрузка от движения транспортных средств:

                                                      (8)

где γ_Т – коэффициент нагрузки, зависящий от вида транспорта:

• для нагрузки от автомобильного транспорта – 1,4;
• для нагрузки от гусеничного транспорта – 1,1;

q_Т – нагрузка на единицу длины трубопровода, при движении через место его заложения транспортного средства, принимаемое в зависимости от глубины заложения газопровода.

Значения коэффициентов  приведения нагрузок принимаются следующими:

 коэффициенты β₁, β₂ – по таблице 4:

Таблица 4.