Файл: Спбгуап группа 4736 httpsnew guap rui03contacts.pdf

Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист ВВЕДЕНИЕ Эффективность работы магистрального газопровода (МГ) во многом определяются техническим состоянием объектов и оборудования, обеспечивающих его функционирование, и рациональностью их использования. В процессе эксплуатации МГ меняется состояние линейной части и оборудования компрессорной станции (КС), что предопределяет изменение пропускной способности МГ и, следовательно, параметров его работы даже при постоянной производительности. В этих условиях, эксплуатационному персоналу приходиться решать следующие задачи выбор оптимальной технологической схемы работы МГ при заданной производительности его работы, выбор технологической схемы газопровода для реализации максимальной пропускной способности газопровода при фактическом состоянии объектов и оборудования, разработки мероприятий по улучшению технико – экономических показателей работы МГ. Анализ работы МГ имеет целью установить степень использования установленной мощности и экономичности выполняемой работы на транспорт газа. При этом появляется возможность выделить лимитирующие элементы МГ либо отличающиеся повышенной энергоемкостью. Полученные данные являются базой для разработки организационно – технических мероприятий по улучшению использования оборудования и эффективности его работы.
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист потребностей в нефтепродуктах и газе населенных пунктов, находящихся вблизи трасс нефтепродуктопроводов и газопроводов, от них прокладывают отводы или ответвления из труб сравнительно малого диаметра, по которым газ непрерывно отводится в эти населенные пункты. С интервалом 10
30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные краны или задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта. С обеих сторон линейного крана на газопроводе имеются свечи для выпуска газа в атмосферу при авариях. Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная, которая в основном имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигнала телеизмерения и телеуправления. Располагаемые на трассе станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением противокоррозионному изоляционному покрытию. На расстоянии 10
20 км друг от друга вдоль трассы размещены усадьбы линейных обходчиков, в обязанность которых входит наблюдение за исправностью своего участка и устройствами электрической защиты трубопровода от коррозии. Магистральный газопровод подает газ к газораспределительным станциями контрольно-распределительным пунктам, где его очищают от механических примесей, конденсата и влаги, замеряют проходящий объем, снижают давление и одорируют (если это не было выполнено на головных сооружениях газопровода) перед подачей к потребителю. Вблизи конечного участка магистрального газопровода у потребителя создаются подземные хранилища газа, предназначенные для регулирования сезонных и суточных неравномерностей газопотребления. [3]
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист Магистральные газопроводы, как уже указывалось, по способу укладки делят на подземные и надземные. Глубину заложения газопроводов до верха трубы следует принимать при подземной прокладке при диаметре менее мм — 0,8 м при диаметре 1000 мм и болеем на болотах или торфяных грунтах, подлежащих осушению 1,1 м в песчаных барханах, считая от нижних отметок межбарханных оснований — 1 м в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин — 0,6 м. Надземная прокладка допускается в пустынных районах, болотистых мечтах, горных районах, районах горных выработок и оползней на неустойчивых грунтах, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия. Наземная прокладка допускается на участках с резкопересеченным рельефом местности, а также в заболоченных местностях при этом газопровод укладывается в специально возводимые земляные насыпи, устроенные с тщательным послойным уплотнением и поверхностным закреплением грунта. [4]
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист
m - коэффициент условий работы трубопровода, для транспортирования природного газа при подземной прокладке, для труб диаметром менее 1200 мм четвертая категория m=0,9 [1]; к - коэффициент надежности по металлу, для данной марки стали к [1]; кн - коэффициент надежности по назначению, для газопроводов с условным диаметром 1000 мм и внутренним давлением 5,4 МПа, кн) Коэффициент ψ
1
=l при сжимающих продольных осевых напряжениях пр
>
O. При пр , определяется по формуле
(2.4) Первоначально принимаем ψ
1
=1 Рассчитаем предварительную толщину стенки
(2.5) Мы имеем право выбрать толщину стенки δ =10 мм, но вследствие высокой коррозионной активностью грунта, по ТУ 14-3-1698-2000 марки стали 17Г1С-У принимаем толщину стенки δ =11 мм. Продольные осевые напряжения рассчитаем по формуле
(2.6) где Δt - расчетный перепад температур
μ - коэффициент Пуассона, μ =0,3 [1];
α
t
- коэффициент линейного расширения металла,
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист
(2.11) Окончательно принимаем трубу диаметром 1020>11мм.
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводе проверку производят по условиям
(3.4)
(3.5) где- максимальные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий
- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металл трубы кольцевые напряжения в стенках трубопровода от нормативной внутреннего давления нормативное сопротивление материала растяжению (сжатию, зависящее о марки стали, в расчетах принимается) где - минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода. Для проверки по деформациям находим
1) Кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки - внутреннего давления
(3.7) Коэффициент определяется по формуле
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист Для отрицательного температурного перепада для условие, не выполняется, так как Проверка на недопустимые пластичные деформации не соблюдается. Увеличиваем радиус упругого изгиб м, тогда для отрицательного температурного перепада
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист
4 Методы диагностирования линейной части МГ Диагностические методы контроля технического состояния ЛЧ МГ на протяжении нескольких лет претерпевали всевозможные изменения, дополнения, а также разработку и внедрение новых методов. В настоящее время если можно так выразится методы диагностики представляют собой комплекс в состав, которого входят
 аэрокосмическая съемка трасс магистральных трубопроводов с использованием цветной, многозональной инфракрасной радиочастотной и других методов съемки
 внутритрубная дефектоскопия
 приборное обследование подводных переходов магистральных трубопроводов
 диагностика изоляционных покрытий
 геодезическое позиционирование
 вертолетные обследования - визуальные и со съемкой наземных и надземных трубопроводных систем, осуществляемый при наземных обследованиях и с вертолетов
 испытание и
переиспытание участков трубопроводов гидравлическими или пневматическими методами внутренним давлением. На особо ответственных участках МГ, требующих постоянного контроля, для диагностики создаются автоматизированные системы телеметрического комплекса для получения информации о действительных условиях эксплуатации трубопровода и его взаимодействии с окружающей средой.
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист Основные технические характеристики профилемеров приведены в таблице 1., особенности и искажения формы газопровода в таблице 2. Таблица 1 – Основные технические характеристики используемых снарядов- профилемеров Минимальное проходное сечение 0,6 н Минимальный проходной радиус изгиба 1,5 н при повороте на
90 0 Максимальное давление 8,0 МПа Допустимая скорость пропуска 2,0…5,0 мс Оптимальная скорость пропуска 3,0 мс Время непрерывной работы 45 часов Регистрируемые отклонения формы поперечного сечения
1,0…2,0 мм Таблица 2 – Выявленные снарядами-профилемерами особенности и искажения формы газопровода Особенности положения газопровода - радиусы кривизны газопровода в плане и профиле
- углы поворота газопровода в плане и профиле Искажения формы поперечного сечения труб
- овальность
- вмятины
- выпуклости
- гофры Основные компоненты диагностического обследования линейных участков магистральных газопроводов
1. Подготовка участка газопровода к обследованию
2. Инспекция газопровода внутритрубными снарядами-дефектоскопами
3. Обработка, интерпретация и представление результатов инспекции
4. Анализ результатов инспекции и оценка технического состояния участка газопровода
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист Для диагностики таких протяженных сооружений, как магистральные трубопроводы, эффективной является внутритрубная дефектоскопия, и эта идея была реализована в х годах посредством создания снарядов- дефектоскопов, которые, перемещаясь в потоке по трубопроводу, осуществляют сбор информации о дефектах.
Внутритрубная дефектоскопия базируется на применении двух методов
- магнитного и ультразвукового.
Внутритрубная магнитная дефектоскопия основана на сравнении параметров магнитного поля в средах с разными магнитными характеристиками. Внутритрубное устройство включает в себя постоянный магнит, который создает магнитный поток в продольном направлении вокруг всей окружности и через толщину стенки трубы. По мере перемещения устройства вдоль трубопровода, электромагнитное поле перемещается по стенке трубы. Поток остается в стенке трубы до тех пор, пока в ней не появится дефект. Вместе дефекта по наружной или внутренней поверхности создается поле потока, лежащее снаружи стенки трубы. Искажение поля потоком индуцирует сигналы в одну или несколько групп катушек, расположенных между полюсами магнита и направленных вокруг окружности трубы (рисунок 3). Полученный электрический сигнал и его расположение относительно трубопровода, записывается на фотопленку. После этого проводится просмотри распечатка показаний (рисунок 4). Рисунок 3 – Рассеяние магнитного потока вместе дефекта
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист Рисунок 5 – Снаряды-дефектоскопы типа ДМТ
ДМТП-1
ДМТП-2 Рисунок 6 – Снаряды-дефектоскопы поперечного намагничивания типа ДМТП Основные характеристики снарядов-дефектоскопов и дефекты с особенностями приведены в таблице 2 и 3, соответственно.
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист Элементы обустройства газопровода и другие особенности
- защитнве кожухи (патроны) на переходах через дороги
- пригрузы (хомутовые и кольцевые построение металлические чугунные)
- посторонние металлические предметы вблизи газопровода Таким образом, все магнитные методы, используемые для контроля состояния стенок магистральных трубопроводов, обычно сводятся к следующей последовательности действий
 промагничивание стенки трубы в процессе движения снаряда- дефектоскопа
 съем информации сдатчиков магнитного поля
 накапливание данных на борту дефектоскопа
 анализ полученной информации в стационарных условиях, решение так называемой обратной задачи, те. восстановление реальной картины аномалий стенки трубы по отснятым магнитограммам. Устройство внутреннего магнитного контроля позволяет индикаторным способом обнаружить следующие дефекты коррозия, царапины, вмятины, гофры, твердые точки, особенно чувствительные к дефектам, вызываемым коррозией (например, язвенная коррозия или механические дефекты, имеющие трехмерное измерение. Однако это устройство ненадежно при обнаружении дефектов в форме трещин, особенно ориентированных вдоль образующей трубы, т.к. такие дефекты не вызывают достаточно высокое возмущение поля магнитного потока. Вмятины, гофры, ненормативные изгибы обнаруживаются, т.к. ласты датчиков, содержащие чувствительные катушки, отслаивают поверхность трубы и создают тем самым сигнал. Твердые точки обнаруживаются, т.к. имеют магнитную проницаемость, отличную от проницаемости металла. Регистрация данным устройством коррозионных дефектов в значительной степени зависит от глубины дефекта.
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист Устройство измерения толщины стенки предназначено для обнаружения дефектов посредством прямого измерения толщины стенки, но при этом необходима жидкостная пленка между датчиком и трубой. Одним из способов использования данного устройства на газопроводе может быть перемещение устройства по газопроводу в потоке жидкости между двумя поршнями. Ультразвуковая технология имеет целый ряд преимуществ o
ультразвуковые устройства не зависят от скорости перемещения в трубопроводе o
эти устройства могут обнаруживать все виды трещин o
ультразвуковые устройства могут проводить измерения абсолютной толщины, позволяют определить большие перспективы этого метода обнаружения и регистрации большинства типов дефектов. При использовании устройств внутреннего контроля необходимо выполнение следующих основных условии (на примере газопровода
 газопровод должен быть оборудован камерами запуска и приема, а также линейными кранами с полным открытием
 газопровод должен иметь повороты с радиусом не менее ограниченного размерами самого устройства
 газопровод должен обеспечивать определенный, технически необходимый для получения истинных сигналов, режим движения устройства с определенной скоростью. При этом верхний предел ограничивается примерно 10—12 км/час, что в значительной степени снижает производительность газопровода (примерно в 3-4 раза
 обнаружение большинства дефектов в сварных швах и прилегающей за ними зоной практически невозможно
 на газопроводе должны отсутствовать все внутренние вмятины величиной более толщины стенки
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Изм. Лист
№ докум. Подпись Дата Лист
5 Методы ремонта газопроводов газораспределительных сетей Ремонт магистрального газопровода представляет собой комплекс технических мероприятий, направленных на восстановление основных фондов объектов магистрального газопровода. Его цель поддержание и восстановление первоначальных эксплуатационных характеристик объектов газопровода. Ремонт линейной части магистрального газопровода подразделяется на плановый и внеплановый (аварийный. Плановый ремонт осуществляется в соответствии с Положением о планово-предупредительном ремонте линейной части и технологического оборудования магистральных газопроводов. Система
ППР – совокупность организационно-технических мероприятий по надзору, техническому обслуживанию и ремонту оборудования, проводимых по заранее составленному плану и способствующих увеличению долговечности его работы, предупреждению аварий, повышению культуры эксплуатации и уровня организации ремонта оборудования. Сущность ее заключается в том, что после отработки каждой единицы оборудования заданного числа часов, независимо от ее технического состояния, проводят определенный вид планируемого обслуживания. Структура ремонтного цикла определяет перечень видов ремонта и последовательность их выполнения в период между капитальными ремонтами или между вводом в эксплуатацию оборудования и первым капитальным ремонтом. Длительность ремонтного цикла – время между двумя очередными капитальными ремонтами или между вводом в эксплуатацию и первым капитальным ремонтом. Длительность межремонтного периода – время непрерывной работы оборудования между очередными плановыми ремонтами и осмотром или осмотром и ремонтом.
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts