Условия осуществления капитального ремонта

Введение

Трубопроводный транспорт – один из самых экономичных способов передачи углеводородного сырья на дальние расстояния. Поэтому обеспечение экологической безопасности и надежности в условиях старения систем магистральных газопроводов является важнейшей задачей. Общая протяженность магистральных газопроводов России, эксплуатируемых ОАО «Газпром», составляет 156,9 тыс. км, в том числе 44,5 тыс. км – газопроводы-отводы. В транспорте газа эксплуатируются 217 компрессорных станций, в составе которых 3 629 газоперекачивающих агрегатов общей установленной мощностью 41,0 тыс. МВт.

Трубопроводные системы рассчитаны на длительный срок эксплуатации, поэтому к ним предъявляют высокие требования по долговечности и надежности. На сегодняшний день по возрасту эксплуатируемые газопроводы составляют:

- до 10 лет – 12, 7%

- от 10 до 20 лет – 27, 9%

- от 20 до 33 лет – 39, 2%

- более 33 лет – 20, 2 %

Отсюда следует, что одним из важнейших направлений по обеспечению надежной эксплуатации газопроводов является осуществление их диагностики и выборочного капитального ремонта по результатам диагностических данных и плановых обследований.

Капитальный ремонт представляет собой комплекс работ, в процессе которого ремонтируются или заменяются изношенные трубы с целью увеличения межремонтного срока эксплуатации.

В данной работе рассматривается капитальный ремонт ремонта газопровод-отвода к ГРС-127 через р.Гусиха. Отражается обоснованность вывода газопровод-отвода в ремонт, описываются технология и организация производства подготовительных, земляных, изоляционно-укладочных и других работ. В работе выполнены необходимые расчеты и приведены различные схемы и описания.

Расчетная часть

Механический расчет:

Таблица 1. «Исходные данные для механического расчета».

Категория трубопровода	I	II
Материал труб по ГОСТ 30564-98	09Г2С
Dн – наружный диаметр трубы, мм
р – рабочее давление, Мпа	5,5
n – коэффициент надежности по нагрузке	1,1
m – коэффициент условия работы трубопровода	0,825
k1 – коэффициент надежности по материалу	1,47
kн – коэффициент надежности по назначению трубопровода	1,1
– нормативное сопротивление растяжению металла труб и сварных соединений
Расчетное сопротивления растяжению R1, МПа
Расчетная толщина стенки трубопровода δ, мм	2,7
Номинальная толщина стенки трубы δн, мм	6,0

Проектируемый газопровод в соответствии со СНиП 2.05.06-85* [2] относятся:

· По давлению к I классу

· По назначению к I и II категориям

Расчет толщены стенки труб выполняется в соответствии с требованиями п. 8.22 СНиП 2.05.06-85* [2]. Расчетная толщина стенки газопровода δ определяется по формуле:

где n – коэффициент надежности по нагрузке – внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по таблице 13* СНиП 2.05.06-85* [2];

P_раб – рабочее (нормальное) давление, Мпа;

D_н – наружный диаметр трубы, см;

R₁ – расчетное сопротивление растяжению (сжатию), Мпа:

– нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, принимаемое по минимальному значению временного сопротивления, принимаемого по государственным стандартам и техническим условиям трубы, Мпа;

m – коэффициент условий работы газопровода, принимаемый по таблице 1 СНиП 2.05.06-85* [2];

k₁ – коэффициент надежности по материалу, принимаемый в соответствии со СНиП 2.05.06-85* [2];

k_н – коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый в соответствии со СНиП 2.05.06-85* [2];

В результате расчета принимается значение толщины стенки δ_т, округленное до ≈ 6 мм, учитывая запас на коррозию трубопровода.

Гидравлический расчет трубопровода:

Рабочее давление в начале участка P_н= 5,5 МПа

Протяженность участка L = 26444,96м

Коммерческая производительность Q_г = 2 мл.м³/сут

Диаметр МГ D =219 мм

Средняя температура газа

на участке (летний период) t_ср = 11 ^oC

Таблица 2 - Характеристика природного газа

Компонент	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	СО2	N2
Объемная доля, %	97,07	2,3742	0,0675	0,0214	0,0057	0,2750	0,1862

1) Определим относительную молекулярную массу смеси по формуле:

где: - мольные концентрации компонентов в долях единицы;

- относительные молекулярные массы компонентов.

Подставив известные нам значения, получим:

2) Определим плотность смеси газов по формуле при стандартных условиях:

Подставив известные нам значения, получим:

3) Найдём относительную плотность смеси по воздуху следующим образом:

где: - плотность сухого воздуха; =1,2062 кг/м³.

Подставив известные нам значения, получим:

кг/м³

4) Динамическую вязкость смеси найдём по формуле:

Где: ;

;

;

;

Подставив известные нам значения, получим:

5) Вычислим критическую температуру смеси :

где: - критические температуры смеси.

Подставив известные нам значения, получим:

6) Вычислим критическое давление смеси :

где: - критические давления смеси.

Подставив известные нам значения, получим:

T_ср=284 ^oK по исходным данным

7) Для определения коэффициента сжимаемости определим приведённые параметры (температуру и давление ):

;

Подставив известные нам значения, получим:

К

МПа

8) Коэффициент сжимаемости природных газов:

.

Подставив известные нам значения получим:

9) Определим число Рейнольдса

10) Режим течения газа по трубопроводу из соотношения:

Для уточнения режима течения газа используется переходное значение числа Рейнольдса Re_ПЕР:

где k - коэффициент эквивалентной шероховатости труб. Приняв в соответствии с рекомендацией норм технологического проектирования k = 0,03 мм; D - внутренний диаметр.

Сравниваем Re и Re_ПЕР

При Re > Re_ПЕР зона течения газа будет квадратичной

11) Определим коэффициент гидравлического сопротивления:

где 1,05 - коэффициент, учитывающий наличие местных сопротивлений;

Е - коэффициент гидравлической эффективности работы участка. В соответствие с нормами технологического проектирования коэффициент эффективности работы принимается равным 0,95, если на газопроводе имеются устройства для периодической очистки внутренней полости трубопровода, а при их отсутствии Е=0,92.

12) Рассчитаем конечное давление:

Полученное значение конечного давления соответствует техническим требованиям параметрам ГРС: P_раб=5,5 МПа, P_min=2,0 МПа.

Общая часть

Условия осуществления капитального ремонта

Основанием на проведение капитального ремонта газопровод-отвода к ГРС-127 через р.Гусиха послужило заключение ООО «Газпром трансгаз Самара». Причиной проведение капитального ремонта послужили различные дефекты трубы на всех протяженности ремонтируемого участка и снижение производительности газопровода. Данный газопровод отвод к ГРС был введен в эксплуатацию в 1991 году. Последние плановые ремонтные работы на участке газопровод-отвода к ГРС-127 через р.Гусиха проводились в 2006 году и 2012 году.

Проектом предусматривается капитальный ремонт подводного перехода путем замены русловой части подводного перехода и прилегающих участков без изменения трассы газопровода.

Прокладка газопровода-отвода предусматривается открытым способом, длина перехода составляет 244,96 м.

Прокладка газопровода предусматривается с заглублением в дно реки. Величина заглубления установлена с учетом возможных деформаций русла реки, не менее 0,5 м от величины предельного размыва русла реки в течении 25 лет, но не менее 1,0 м от дна водоема.

Для закрепления трассы газопровода на местности устанавливаются указатели с указанием на них километража, фактической глубины заложения, наименования газопровода и номера телефона эксплуатирующей организации.

В целях исключения русловой деформаций, предусматривается дно- и берегоукрепление протоки насыпкой щебня слоем 0,2 м.