Материал: Магистральный газопровод
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
2005. Значения основных характеристик трубной стали указанного класса прочности представлены в таблице 1.2.
При выполнении расчётов вводится ряд коэффициентов, учитывающих влияние ряда факторов, влияющих на его несущую способность газопровода. Они определяются по СНиП 2.05.06-85*. Значения коэффициентов представлены в таблице 1.3.
Таблица 1.2 – Основные характеристики трубной стали класса прочности X70
Временное |
Предел |
|
|
|
|
|
сопротивление |
Модуль |
|
|
Коэффициент |
|
|
|
Коэффициент |
|
||||
|
|
|
|
|||
|
|
упругости Е, |
линейного |
|
||
|
текучести |
Пуассона μ0 |
|
|||
разрыву , |
|
|
|
|||
|
МПА |
расширения, α1/С0 |
|
|||
, МПа |
|
|
|
|||
МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
565 |
483 |
2,06∙105 |
0,3 |
|
1,2∙10-5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.3 – Коэффициенты надёжности |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Значение, принятое в расчётах |
|
|
Наименование |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
DN 1220, РР 7.8 МПа |
|
||
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
||
Коэффициент надежности по назначению, kн |
|
1,1 |
|
|
||
|
|
|
|
|
||
Коэффициент надежности по материалу, k1 |
|
1,34 |
|
|
||
|
|
|
|
|
||
Коэффициент надежности по нагрузке, n |
|
1,1 |
|
|
||
|
|
|
|
|||
Категория участка магистрального газопровода |
I |
|
|
|||
|
|
|
|
|
||
Коэффициент условий работы, m |
|
0,75 |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициент |
защемления |
трубопровода |
в |
0,5 |
|
|
грунте, m0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Коэффициент повторяемости землетрясений, kn |
1 |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Коэффициент, |
учитывающий |
степень |
1.5 |
ответственности трубопровода, k0 |
|
||
|
|
||
|
|
|
|
Определение нормативного сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений R1
МПа (1.1)
где 
– временное сопротивление металла труб, МПа; m – коэффициент условий работы; k1 – коэффициент надежности по материалу; kH – коэффициент надёжности по назначению.
Минимально возможная толщина стенки трубы δ
см (1.2)
где Ρ – рабочее (нормативное) давление в газопроводе, МПа; n –
коэффициент надёжности по нагрузке; DH - наружный диаметр газопровода,
см; R1 – расчётное сопротивление, МПа.
По полученному результату выбираем толщину стенки трубы по сортаменту равную 18 мм.
Внутренний диаметр трубы DВ
мм (1.3)
где DH – наружный диаметр трубы, мм; 
– выбранная по сортаменту толщина стенки трубы, мм.
Выбранную трубу проверяем на величину продольных осевых сжимающих напряжений, МПа, определяемых от расчётных нагрузок и воздействий с учётом упругости работы металла труб.
Проверка на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении производится из условия
(1.4)
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
где 2 — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих осевых продольных напряжениях 2= 1; при сжимающих он определяется по формуле
(1.5)
где кц — кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа.
МПа (1.6)
где n — коэффициент надёжности по нагрузке; р — рабочее (нормативное)
давление в газопроводе, МПа.
Абсолютное значение максимального отрицательного температурного перепада
°С (1.7)
Абсолютное значение максимального положительного температурного перепада
°С (1.8)
Продольные осевые напряжения сжатия (при Δt = 61 °С)
МПа (1.9)
Проверка условия
; 
;
Условие выполняется.
При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять по формуле
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
см (1.10)
где 1 — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние
труб
(1.11)
Определенная толщина стенки δ соответствует принятой номинальной н.
Вывод: По результатам расчёта возникающие в трубе напряжения не опасны, выбранная труба соответствует принятым условиям работы. Основные размеры трубы DН = 1220 мм; DВ = 1184 мм; δН = 17,4 мм.
1.3 Определение пропускной способности газопровода
1.3.1 Физические свойства природного газа
Таблица 1.4 - Средний состав газа на входе в газопровод
Компоненты |
%-ое |
Молекулярный |
Ткр, К |
Ркр, МПа |
|
содержание |
вес |
||||
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
СН4 |
95,9 |
16,04 |
190,9 |
4,73 |
|
|
|
|
|
|
|
С2Н6 |
2,6 |
30,07 |
305,3 |
4,98 |
|
|
|
|
|
|
|
С4Н10 |
0,2 |
58,12 |
425 |
3,45 |
|
|
|
|
|
|
|
N2 |
1,1 |
28,02 |
125,6 |
3,46 |
|
|
|
|
|
|
|
СО2 |
0,2 |
44 |
304,3 |
7,28 |
|
|
|
|
|
|
Молекулярная масса газа (1.12)
где Хi–весовая концентрация i–го компонента; i–молекулярный вес i–го компонента
Газовая постоянная
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
(1.13)
где R0 – универсальная газовая постоянная Относительная плотность газа по воздуху
(1.14)
где в – молекулярная масса воздуха ( в =28,96 кг/кмоль)
Плотность газа при нормальных условиях
(1.15)
где в – плотность воздуха ( в =1,293 кг/м3)
Критические параметры газа
(1.16)
(1.17)
1.3.2 Проверка пропускной способности газопровода Начальное давление на линейном участке между КС
(1.18)
где Pнаг – давление на выходе из нагнетателя; δРВЫХ - потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (δРВЫХ ≤ 0,08 МПа согласно СТО Газпром 2-3.5- 051-2006).
Конечное давление на линейном участке между КС
(1.19)