Основы теории трубопродного транспорта газа

Физические свойства газа

 

Физические свойства газа необходимы при выполнении гидравлического и теплового расчетов газопровода. С этой целью требуются значения плотности, вязкости, удельной теплоемкости и коэффициента Джоуля-Томсона при различных давлениях и температурах. Так как в настоящее время большинство расчетов выполняется на ЭВМ, то удобно использовать для физических величин аналитическую форму представления. Базовой величиной является плотность газа при стандартных условиях: Т=293,15К и Р=0,1013 МПа.

1. Относительная плотность газа D определяется соотношением

, (1.7)

Плотность газа при стандартных условиях определится следующей зависимостью

, (1.8)

где: ρ_г - плотность природного газа при стандартных условиях
(t = 20 °С и атмосферном давлении); ρ _в = 1,20445 кг/м³ – плотность воздуха при стандартных условиях (t = 20 °С и атмосферном давлении).

2. Плотность газа при любых значениях давления и температуры определяется из уравнения состояния газа

, (1.9)

где: Р - давление газа, Па; V = 1 / r - удельный объем газа, м³ /кг; Т - температура газа. К; z - коэффициент сжимаемости (сверх сжимаемости) газа, показывающий отношение объема реального газа к объему идеального газа, R – газовая постоянная:

.

3. Средняя молярная масса смеси ПГ:

где: r_i-объемная доля i-того компонента, mi- молярная масса i-того компонента, определяемая по ГОСТ 30319.1, данные берутся в таблице 1.2

4. В условиях МГ сжимаемость реального газа больше сжимаемости идеального газа и поэтому коэффициент сжимаемости всегда меньше единицы. Повышение давления и снижение температуры сопровождается уменьшением коэффициента сжимаемости газа. Для определения z рекомендуется следующая зависимость

где: Р _пр - приведенное давление газа; Т _пр - приведенная температура газа;

Р _пр = Р /Р _кр, Т _пр = Т / Т _КР

где: Р _КР и Т _КР - критические значения давления и температуры газа, характеризующие возможность перехода газа в жидкость.

5. Критические значения давления и температуры газа выражаются через плотность газа при стандартных условиях

,

где: Р_крi, Т_крi – критическая давление и температура i -того компонента, определенные по ГОСТ 30319.1-96, приведены в табл. П1.7.

6. Для определения динамической вязкости газа m (Па×с), рекомендуется формула

где: , , , .

Динамическая вязкость метана m = 12 Па×с.

7. Удельная теплоемкость и коэффициент Джоуля-Томсона описываются эмпирическими зависимостями (1.17) и (1.18):

где

 

8. Среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона D_i для природных газов с содержанием метана более 80 % в диапазоне температур 250 - 400 К, при давлениях до 15 МПа вычисляют по формуле, :

где: , , ,

9. Предварительное значение средней температуры процесса сжатия природного газа:

10. Среднее давление природного газа:

 

ЛЕКЦИЯ 2

Надежность и прочность МГ

Магистральные газопроводы используются непрерывно в течение длительного периода эксплуатации и выход из строя линейной части связан с большими экономическими потерями и другими серьезными последствиями. Поэтому повышение надежности линейной части становится актуальной проблемой на всех этапах: проектирования, сооруже­ния и эксплуатации трубопроводных систем.

Весьма важно установить адекватность поведения сооруженного трубопровода под действием эксплуатационных и внешних воздействий, а так же оценить конструктивную надежность магистральных трубопроводов.

В связи с развитием теории надежности и повышением требований к техническому совершенству конструкций в последние годы осуществляется переход от традиционных норм прочности к вероятностным расчетам. Вероятностный расчет прочности фактически сводится к установлению нормы на вероятность разрушения за заданное времяэксплуатации и расчету конструкции с учетом этой нормы.

Связь между математическим понятием вероятности разрушения и физическими процессами разрушения можно определить следующим образом. Первичный элемент стенки трубы приходит в предельное состояние, когда эквивалентное напряжение в объеме элемента достигает предела прочности. Так зарождаются микротрещины. Неизбежные дальнейшие изменения напряженного состояния приводят к развитию макротрещин, образованию сквозных трещин до полного нарушения работоспособности трубы, то есть, до отказа. В зарождении и развитии трещин первостепенное значение имеет концентрация напряжений.

Представление о предельном состоянии стенки трубы как о явлении «зарождения» – образования трещин полностью согласуется с данными статистики отказов. Отказы происходят при рабочем давлении газа, но всегда начинаются с образования трещин. Исключение составляют аварии вследствие резкого изменения форм оси трубопровода в результате потери устойчивости.

В основу расчета трубопроводов на совместное действие внутреннего давления и внешних нагрузок – веса и давления грунта, собственного веса и пригрузов, выталкивающей силы воды и температурных воздействий – положена теория расчета сооружений по предельным состояниям, разработанная советскими учеными во главе с Н.С. Стрелецким [48]. Согласно этой теории, в качестве расчетных сопротивлений принимают временное сопротивление и предел текучести материала труб с учетом коэффициентов надежности в соответствии со СНиП 2.05.06-85.

 

2.2.1. Оценка конструктивной надежности трубопровода

 

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. При эксплуатации трубопровод испытывает длительные временные нагрузки, кратковременные нагрузки и особые. К длительным нагрузкам относятся следующие.

1. Внутреннее давление (устанавливается проектом), которое создаёт в стенках трубопровода кольцевые и продольные напряжения (рисунок1).

Рисунок 1. Схема напряженного состояния трубопровода.

 

Кольцевые напряжения определяют по формуле

,

где Р_d – нормативное значение внутреннего давления, МПа; D – внутренний диаметр трубы, м; t_h – толщина стенки трубы, м.

Продольные напряжения создаются под действием внутреннего давления, температуры и изгибающих усилий. Их величина находится по следующим формулам

, ,

где m – коэффициент поперечной деформации (коэффициент Пуассона), a – коэффициент линейного расширения; Е₀ – модуль упругости, МПа; Δ Т – расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, °С; R_уи – радиус упругого изгиба, м (если имеет место изгиб газопровода, то R_уи определяется по СТО Газпром 2-2.1-249-2008 в прил. В);

 

,

где t ₀ – максимально или минимально возможная температура стенок трубы при эксплуатации; t _ф – наименьшая или наибольшая температура, при которой фиксируется расчётная схема трубопровода (укладка трубы в траншею или на опоры).

Газопровод испытывает сложное напряженно-деформированное состояние, которое учитывается интенсивностью изменения напряжений и деформаций. Необходимо уточнить значения модуля и коэффициента деформации.

Эквивалентная интенсивность напряжения, s_eq (обобщенная нагрузка), и эквивалентная интенсивность деформации, e_eq, соответствующие теории Мизеса, МПа:

;

Переменный коэффициент поперечной деформации материала труб, μ; переменный модуль деформации материала труб, Е:

;

Уточняем продольные напряжения в газопроводе:

 

 

4.1. Характеристики материала труб газопроводов

Свойства материала труб, из которых изготавливается магистральный газопровод, являются определяющими при анализе напряженно-деформированного состояния газопровода. От материала трубы зависят упруго-пластические свойства трубы 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.

4.3. Проверка условий прочности

Расчет газопровода на прочность состоит в детальном расчете кольцевых, продольных и эквивалентных напряжений, который проводится после выбора его основных размеров трубопровода с учетом всех нагрузок и воздействий для всех расчетных случаев. Расчет газопровода на прочность следует выполнять по методу допускаемых напряжений, которые определяются как произведение нормативного минимального предела текучести и нормативного минимального предела прочности материала труб на соответствующие расчетные коэффициенты. Значения расчетных коэффициентов зависят от вида проверки напряжений и регламентируются СНиП 2.05.06-85 и СТО Газпром 2-2.1-249-2008, СТО Газпром 2-3.5-051-2006.

Условие прочности для кольцевых напряжений выполняется, если кольцевые напряжения σ_h от расчетного давления, рассчитанные:

удовлетворяют условию

4.6. Продольные напряжения в подземных газопроводах рассчитываются при условии одноосного растяжения в области упругой деформации:

4.11. Проверку условий прочности для продольных σ_l и эквивалентных напряжений σ_eq следует выполнять:

если

если

где F_eq – расчетный коэффициент для продольных и эквивалентных напряжений, принимаемый в зависимости от стадии «жизни» газопровода в соответствии с данными табл. П2.8.

Величины, входящие в выражения (6.4)¸(6.9), рассматриваются как статистически изменчивые. Изменение эквивалентных напряжений связано с первой группой факторов: а) увеличение внешних нагрузок (например, повышение давления вследствие нестационарных режимов перекачки; б) появление продольных усилий, вызванных температурными колебаниями перекачиваемого продукта; в) появление местных изгибов трубопровода в результате деформаций грунта. На величину предела текучести = влияют необратимые изменения в металле трубы в результате воздействия термофлуктуационных, усталостных и механохимических процессов, что способствует снижению ресурса трубопровода.

Повреждаемость металла при эксплуатации усиливается в локализованных участках конструктивных элементов с дефектами металлургического, строительно-монтажного и ремонтного происхождения. Предварительная пластическая деформация, возникающая в процессе производства и транспортировки труб, выполнения строительно-монтажных и ремонтных работ, ускоряет процессы деформационного старения и охрупчивания материала.

В связи с этим назрела практическая необходимость в разработке методов оценки ресурса конструктивных элементов газопроводов с учетом фактического технического состояния и временных факторов повреждаем ости материала.

Структурная схема, представленная на рис. 6.1, отражает требования методических указаний по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, подведомственных Госгортехнадзору России.

На первый план решения проблемы о надежности выдвигаются задачи расчета на прочность, устойчивость, долговечность. Для их решения необходимы: информация о нагрузках и воздействиях на трубопровод, анализ напряженно-деформированного состояния, что позволит сделать расчеты надежности и ресурса.

 

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: