Проектирование магистрального газопровода Заполярное месторождение-Уренгойская система газопроводов

4. Рабочий объем газа, проходящий через один циклонный элемент:

d - диаметр циклонного элемента пылеуловителя;

d = 0,6 м

q _э =2,6 м³/с.

В циклонном уловителе размещено 6 циклонных элементов.

Общий расход газа через один пылеуловитель:



5. Для заданного количества газа через расчетное количество пылеуловителей:

Принимаем к установке 2 пылеуловителя типа ГП-628.00.000-02.

3.4 Механический расчет пылеуловителя

1. Толщина стенки корпуса:

Р_раб =7.4 МПа

Д _{вн тр} = 1382.6 мм

Д _{вн пыл} = 2000 мм

- поправочный коэффициент; =0,9

_доп - допускаемое напряжение на растяжение, _доп = 301,2 Мпа.

Для стали ТУ-75286.

С - поправка к толщине стенки для компенсации коррозии; С = 2 мм.

Принимаю _ст = 31 мм

Толщина днища пылеуловителя:

h- высота выпуклой части днища = 400 мм;

С₁ - прибавка на вытяжку; С₁ = 2.

Принимаю _дн = 40 мм.

3.5 Компремирование газа

Компрессорный цех предназначен для компремирования природного газа, транспортируемого по магистральному газопроводу, и состоит из:

- ГПА;

- индивидуальной газовой обвязки ГПА, газопроводов и индивидуальной отключающей арматурой, обеспечивающей запуск, работу и остановку агрегата;

- цеховой системы газопровода и арматуры, обеспечивающей работу агрегатов в магистральном газопроводе на большое кольцо и пусковой контур (для пуска и остановки агрегатов при работающем компрессорном цехе);

- цеховой и индивидуальной системы трубопроводов и арматуры топливного и импульсного газа;

- цеховой и индивидуальной масляной системы.

3.6 Охлаждение газа. Расчет АВО

Установка охлаждения газа предназначена для охлаждения газа в целях повышения устойчивости линейной части, улучшения условий работы антикоррозионной изоляции и увеличения производительности газопровода, уменьшения напряжений, вызванных пучением, протаиванием.

Установка охлаждения газа состоит из:

- аппаратов воздушного охлаждения (АВО) газа;

- трубопроводной обвязки и арматуры (для отключения, продувки и байпасирования АВО).

На всех КС проектируемого участка газопровода предусмотрено охлаждение газа после компремирования в аппаратах воздушного охлаждения отечественного производства типа 2АВГ-75С в количестве 18 штук.

Расчет АВО производится для летнего режима эксплуатации по методическим указаниям М.М. Шпотапковского - "Охлаждение транспортируемого газа на компрессорных станциях магистрального газопровода". Москва. ГАНГ им. И.М. Губкина 19ХХ г.

Технические характеристики АВО:

1. Марка - 2 АВГ-75-С,

2. Расчетное число аппаратов:n_АВО = 13,

3. Поверхность теплопередачи по оребренным трубкам: Н_ст = 9930 м²,

4. Количество теплообменных секций в одном АВО: n_с = 3,

5. Количество оребренных трубок в одном АВО: n_тр = 180,

6. Расход охлаждаемого газа через один АВО: Q = 196 кг/ч

7.Расход воздуха, нагнетаемого одним вентилятором при стандартных условиях: Q₂ = 410 м³/ч,

8. Давление газа на входе в АВО: P = 7.5 МПа,

9. Внутренний диаметр трубки d _вн = 0,021 м,

10. Наружный диаметр трубки d _н = 0,0574 м,

11. Шаг ребра S = 0,0025 м,

12. Высота ребра h = 0,016 м,

13. Площадь поперечного сечения наиболее узкого места F _уз = 64,26 м

Исходные данные, необходимые для расчета.

1. Суточная производительность КС Q _сут = 89,2 млн. м³/сут.

2. Температура газа до АВО: t ₁= 300 К

3. Температура газа после АВО: t ₂ = 293,5 К

4. Температура воздуха: ₁ =288 К

5. Относительная плотность по газу: = 0,562

6. Критическое давление газа: Р_кр = 4,69 МПа

7. Критическая температура газа: Т_кр =189.129 К

8. Теплоемкость газа: С_ср =2,5 10³ Дж/кг С

9. Коэффициент динамической вязкости газа: ₁ =10,4 10^-6 Па с

10. Коэффициент теплопроводности газа: = 0,031 Вт/м К

11. Теплоемкость воздуха: С_р = 1,005 кДж/кг К

12. Коэффициент динамической вязкости воздуха: ₂ = 1,7 10^-6 Па с

13. Коэффициент теплопроводности воздуха: ₂ = 0,024 Вт/м² К

Расчет выполняется методом последовательного приближения, основываясь на уравнении теплового баланса и теплопередачи.

Определим мощность теплового потока, отведенного от газа в теплообменной секции АВО:

,

где М - массовый расход.

2. Температура воздуха на выходе из АВО при номинальной производительности вентилятора:

3. Средняя логарифмическая разность температур:

₁, ₂ - начальная и конечная разность температур.

Еt - поправочный коэффициент, определяемый в зависимости от параметров Р, R.

4. Коэффициент теплопередачи от газа к внутренней поверхности трубок АВО:

где v₁ - скорость движения газа в теплообменных трубках.

R - газовая постоянная газов; R=510.25 Дж/кг К

Z - коэффициент сжимаемости



Р_п = 0,06 - потери давления газа

f_н - внутренняя площадь оребренной трубки

Тогда

5. Коэффициент теплопередачи от наружной поверхности к воздуху находим по уравнению:



v₂ - скорость движения воздуха.

v₂ = 410 10³ /360064.26 = 1.77 м/с

Тогда:

6. Определим коэффициент теплопередачи:

Н₂/Н₁ - внутренняя площадь 1 погонного метра трубы м².

_ст / _ст - эквивалентное термическое сопротивление трубки (м²К/Вт).

Коэффициент теплопередачи от газа в окружающее пространство:

7. Необходимая поверхность теплопередачи, приходящиеся на 1 аппарат:

Таким образом, 13 аппаратов воздушного охлаждения обеспечивают охлаждение заданного объема газа до нужной величины.

3.7 Система подготовки топливного, пускового и импульсного газа

Установка предназначена для поддержания заданных параметров и количественного замера топливного, пускового и импульсного газа.

Параметры топливного, пускового и импульсного газа

Таблица 3.2

Компрессорная станция	Топливный газ	Пусковой	Импульсный
	Q млн м3/год	Р МПа	Q млн м3/год	Р МПа	Q млн м3/год	Р МПа
Пуртазовская	412.6	4.41-7.35	0.03	0.34	0.054	4.41-7.35

Газ, поступающий на установку подготовки, проходит сепарацию от механических примесей в блоке очистки ГП 6060.1, после чего подогревается в огневом подогревателе ГП 606.04. После общего замера расхода газ распределяется на 3 потока: топливный, пусковой, импульсный.

В блоке редуцирования топливного и пускового газа ГП 606.06 понижается давление до заданных пределов и замеряется перед его подачей в компрессорный цех. Пусковой газ так же подается по газопроводу в цех.

Импульсный газ очищается, осушается в блоке осушки и хранения импульсного газа, подаваемого к кранам топливного газа агрегатов до 44,1 кгс/см². Кроме того, в блоке предусматривается хранение запаса импульсного газа для обеспечения работы автоматики КС в момент аварии.

3.8 Маслохозяйство и склад ГСМ

Масляная система каждой КС состоит из индивидуальной системы смазки, уплотнения и регулирования ГПА, комплектно поставляемой к каждому агрегату, цехового маслохозяйства и централизованной системы подачи, регенерации и хранения масла.

Заполнение системы ГПА чистым маслом на КС Пуртазовская осуществляется насосами Р = 0,45 МПа установленными в насосной склада ГСМ. Для периодической очистки масла для ГПА-Ц-25 устанавливаются в КЦ на каждой КС:

а) блок емкостей V=2х10 м³, (одна для чистого масла) - такой объем позволит восполнить примерно 3-х месячные потери масла работающих агрегатов, другая - для отработанного масла;

б) насос откачки отработанного масла Ш8-5-5.8/2.5

в) маслоочистительная установка ПСМ2-4. Все принятые установки на КС агрегаты имеют индивидуальные системы охлаждения масла.

3.9 Компрессорная сжатого воздуха

Для КС с газотурбинными агрегатами компрессорная сжатого воздуха предназначена для сжатия, осушки и хранения воздуха для нужд КИПиА и ремонтных нужд.

Компрессорная сжатого воздуха состоит из:

-компрессоров 4ВУ1-5/9М2 - 2 штуки;

-блока подготовки воздуха - БПВ 100/250;

-блока осушки воздуха - БОВ 100/250;

-воздухосборников сжатого воздуха - 2 штуки;

-АВО.

3.10 Трубопроводы и арматура

Технологические трубопроводы КС подразделяются на:

- основные трубопроводы, по которым транспортируется компремированный природный газ;

- вспомогательные трубопроводы - для топливного, импульсного газов, масла, воздуха и др.

Трубопроводы для транспортировки газа и других сред на станции рассчитывались из условий прочности и минимальных гидравлических сопротивлений. Минимально допустимая температура стенки труб для транспорта газа и соединительных деталей при строительно-монтажных работах и в условиях эксплуатации под рабочим давлением принята в соответствии с "Инструкцией по применению стальных труб в газовой промышленности" 1979 г.

Таблица 3.3 Перечень труб и соединительных деталей

Диаметр, толщина стенымм	ГОСТ ТУ контракт	Материал	кгс/мм2	кгс/мм2
142018.7	ТУ 75-86	сталь	59.2	46.37
72011.3	ТУ 20-28-40-48-56-79	сталь	60	47
53012	ТУ 20-28-40-48С	сталь	54	40
42657	ГОСТ 8732-78	сталь	48	27
Соединительные детали 530 и более	102-56-81, 102-58-81, 102-61-81, 102-62-81	сталь	50	34
Соединительные детали 426 и менее	ГОСТ17374-77 ГОСТ17380-77	сталь	48	27

3.11 Расчет пригрузки магистрального трубопровода Заполярное-Уренгой

Расчет пригрузки магистрального газопровода выполнен программой "PRIGRUZ", предназначенной для расчета упруго - искривленных обводненных участков газопровода Заполярное - Уренгой диаметром 1420 мм. Она позволяет определить интенсивность пригрузки, шаг равномерной установки различных грузов, параметры групповой установки грузов, а также шаг установки и несущую способность анкерных устройств с проверкой выпуклых участков на продольную устойчивость. При необходимости выбирает параметры пригрузки из условий продольной устойчивости. Программа пригодна как для выполнения текущих расчетов, так и для накопления результатов в виде альбомов.

При расчете равномерной установки грузов программа охватывает следующие случаи:

1. Выпуклая кривая без учета балластирующей способности засыпки.

2. Выпуклая кривая с учетом балластирующей способности засыпки.

3. Выпуклая кривая без засыпки.

4. Вогнутая кривая без учета балластирующей способности засыпки.

5. Вогнутая кривая с учетом балластирующей способности засыпки.

При расчете групповой расстановки грузов согласно ВСН 204-86 балластирующая способность грунта засыпки учитывается иначе, поэтому здесь признаками случаев расчета будут:

1. - Вогнутая кривая.

- Выпуклая кривая.

Описание задачи

Нормативная интенсивность нагрузки:

где - коэффициент надежности по пригрузке;

- коэффициент надежности устойчивости положения трубопровода против всплытия;

-нормативная объемная масса пригрузки, кг/м³;

- плотность воды, кг/м³;

- полный объем груза, м³;

- объем подводной части груза, м³;

- расчетная выталкивающая сила воды, действующая на трубопровод;

- расчетная интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободном изгибе трубопровода. Определяется по формулам СНиП 2.05.06-85;

- расчетная нагрузка от массы трубопровода с изоляцией и футеровкой (коэффициент надежности по пригрузке 0.95, плотность стали 7850 кг/м³);

= 0 для расчетов 1,3,4.

Для расчетов учитывается балластирующая способность засыпки следующим образом:

 - предельное сопротивление грунта засыпки перемещениям вверх;

- коэффициент надежности по нагрузке, принимаем 0.8;

- коэффициент условий работы, принимается по табл. 8 СНиП 11-17-77;

0.5 - пески и супеси;

0.6 - суглинки, глина.

При полном обводнении грузов ( ) рассчитываем по зависимости (37) СНиП 2.05.06-85.

Для расчетов 1, 2 при проверке на продольную устойчивость предельное сопротивление грунта продольным и поперечным перемещениям подсчитывается по зависимостям (2). Для расчета 3 пользуются зависимостью (1) и характеристикой грунта ненарушенной структуры. Коэффициент надежности по нагрузке принят равным 0.8 .

Проверка на продольную устойчивость проводится из условия:

где: S - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, определяемое по формуле (35) СНиП 2.05.06.-85;

М - коэффициент условий работы;

- продольные критические усилия.

При расчетах на продольную устойчивость для случаев 1, 2 и выбора пригрузки из условия (2), которое предполагает, что к искривленному участку примыкают с двух сторон прямолинейные полубесконечные нити труб. Трубопровод рассматривается как сжатый стержень круглого сечения. Воздействие грунта на трубопровод заменяется касательной и поперечной (при наличии засыпки) распределенной нагрузкой. При наличии засыпки для продольных перемещений трубопровода принята упруго-пластичная модель грунта, для поперечных перемещений вверх - билинейная модель, учитывающая упругость грунта и уменьшение сопротивления слоя грунта над трубой. Учитывается также изменение выталкивающей силы при выходе трубы из воды и образование арки. За продольное критическое усилие принимаем нижнее критическое усилие, начиная с которого у трубопровода возможны не смежные положения с разрушением засыпки по длине одной полуволны. Поэтому выполнение условия (2) исключает переход в положения равновесия на поверхности воды и образование арки. Методика предполагает равномерное распределение пригрузки по длине волны выпучивания и длину криволинейного участка не менее длины волны выпучивания. Поэтому расчеты на продольную устойчивость проводятся при этих предположениях, а затем пригрузка может быть перераспределена и сосредоточена на криволинейном участке, если его длина меньше волны выпучивания, что обеспечивает некоторый дополнительный запас устойчивости. Программа выбора пригрузки из условия (2) требует значительно больше машинного времени, чем для проверки, поэтому для расчета 1 сначала проводится проверка условия (2) с нормативной пригрузкой, соответствующей прямолинейным участкам (т.е. при формуле (1). Коэффициент надежности по пригрузке для расчетов на устойчивость принят 0.95. Если условие (2) при этой проверке не выполняется, а волна выпучивания меньше криволинейного участка, то проводится вторая проверка на продольную устойчивость с нормативной пригрузкой (1), а в случае, когда волна выпучивается больше криволинейного участка, проверка проводится с усредненной на длине волны нормативной пригрузкой для криволинейного и прямолинейного участков (т.е. слагаемое от в (1) распределяется на всю длину волны). Если в результате одной из этих проверок условие (2) не выполняется, то методом итерации проводится выбор пригрузки из условия (2) . Если полученная при этом интенсивность нагрузки больше нормативной (1), тона криволинейном участке и прилегающих прямолинейных в пределах волны выпучивания она пересчитывается исходя из общего веса пригрузки, полученного из условия (2) , и принимается не меньше, чем нормативная для прямолинейных участков.

Для расчетов 2, 3 предварительные проверки на продольную устойчивость не проводятся, интенсивность пригрузки сразу выбирается из условия (2)и аналогично сравнивается с нормативной.

Для случаев 4, 5 расчетная интенсивность пригрузки принимается равной нормативной.

Шаг равномерной одиночной установки грузов определяется по формуле :

,

где: - расчетная интенсивность пригрузки.

Параметры групповой установки грузов определяются по ВСН 204-86:

;

;

где: L - расстояние между концом предыдущей и началом последующей группы утяжелителей;

n - количество утяжелителей в группе;

L₁ - длина одного утяжелителя;

I - шаг утяжелителя при равномерной установки;

Q - вес в воде одного утяжелителя;

;

L _мц- расстояние между центрами групп;

- расчетная удерживающая нагрузка грунта. Определяется согласно ВСН. При этом учитывается частичное (при обводнении до верха трубы) или полное (при обводнении до верха траншеи) взвешивание грунта водой.

Поскольку при групповой установке грузов за счет частичного учета веса засыпки количество бетонной пригрузки уменьшается, то проверка выпуклых участков на продольную устойчивость проводится с уменьшенной бетонной нагрузкой, т. к. при этом полностью учитывается засыпка. Если условие устойчивости не выполняется, то величина бетонной пригрузки определяется из условия (2) . При этом, если она окажется меньше чем по формуле (1), то групповая установка грузов имеет смысл и параметры ее определяются следующим образом:

;

В случае, когда бетонные пригрузки из условия устойчивости требуются больше, чем по формуле (1), групповая установка грузов не рекомендуется, т. к. не приводит к экономии.

Таблица 3.4 Расчета пригрузки магистрального газопровода заполярное - уренгой по программе "PRIGRUZ"

Труба	Давление газа МПа	Темпе- ратур. перепад С	Коэф. условий работы	Тип кривой	Радиус кривизны м	Высота засыпки м	Вид грунта	Угол поворота град мин.	Величина при-грузки Кн/м	Длина участка м	Шаг ус танов-ки УБО 2300 м	Смежн уч-ки Приг-рузка Кн/м	Смежн уч-ки Длинам
1420 18.7	7.4	50	0.75	вып.	3500	1.0	п. мелкие	5 0 4 0 3 0 2 0 1 0	10.30 10.30 10.32 10.36 10.57	305.4 244.3 183.3 122.2 61.1	2.01 2.01 2.0 1.99 1.95
1420 18.7	7.4	50	0.75	вып.	3500	@ 1.0	п. мелкие	5 0 4 0 3 0 2 0 1 0	*5.99 *5.99 *5.99 *5.99 *5.99	305.4 244.3 183.3 122.2 61.1	3.45 3.45 3.45 3.45 3.45	5.99	22.4
1420 18.7	7.4	50	0.75	вып.	3500	-	п. мелкие	5 0 4 0 3 0 2 0 1 0	*25.23 *25.23 *25.23 *25.23 *25.23	305.4 244.3 183.3 122.2 61.1	# # # # #	25.23 25.23	16.5 47.0
1420 18.7	-	-	-	вог.	3500	-	п. мелкие	5 0 4 0 3 0 2 0 1 0	10.33 10.36 10.41 10.57 11.42	305.4 244.3 183.3 122,2 61.1	2.0 1.99 1.98 1.95 1.91
1420 18.7	-	-	-	вог.	3500	@ 1.0	п. мелкие	5 0 4 0 3 0 2 0 1 0	0.79 0.81 0.87 1.03 1.88	305.4 244.3 183.3 122.2 61.1	23.25 23.42 23.81 20.15 11.02
1420 18.7	7.4	50	0.75	вып.	5000	1.0	п. мелкие	3 0	10.30	261.8	2.01

В таблице приняты следующие примечания:

В графе "Величина пригрузки" указана интенсивность пригрузке в воде.

Плотность воды 1000 кг/м³;

@ - учитывалась балластирующая способность засыпки;

- величина пригруза найдена из условия продольной устойчивости.

Вывод:

Для обеспечения устойчивости газопровода от всплытия на обводненных участках, болотах и переходах в проекте предусматриваем балластировку.

Балластировка трубопровода производим железобетонными утяжелителями, охватывающего типа УБО, состоящие из двух железобетонных блоков, соединенных двумя металлическими соединительными поясами производится на болотах, обводненных участках, поймах рек, руслах малых рек.

Балластировка трубопроводов грунтом с применением нетканых синтетических материалов (НСМ) производится на участках с прогнозируемым обводнением, на обводненных и заболоченных участках трассы, на вечномерзлых грунтах при условии отсутствия воды в траншее в процессе производства работ (производство работ в зимнее время, удаление воды техническими средствами и т.д.)

3.12 Расчет компенсаторов

При проектировании газопровода Заполярное - Уренгой мы учитываем, что разжиженный грунт и торф, которые будут окружать теплый газопровод, не могут его защемить, и мы предусматриваем компенсацию охлаждающегося по длине газопровода от продольных перемещений за счет всех углов поворота, а так же трапецеидальных компенсаторов.

Расчет компенсаторов при подземной или полуподземной прокладке газопровода выполнен в соответствии с работой "Разработка и обоснование технических решений линейных трубопроводов с учетом региональных особенностей и требований охраны природы" НИОМ. 1993, по программе "Компенсатор" ВНИПИгазодобыча, утвержденной "Управлением проектных изысканий и экспертизы проектов " ОАО "ГАЗПРОМ". Результаты вычислений приведены ниже.

Таблица 3.5 Нормативные погонные нагрузки на трубопровод определены по СНиП 2.05.06-85

Наименование	Обоз.	Значение воздействия на трубопровод
Собственный вес трубы, кгс/м		640.8
Нормативный вес транспортируемого газа, кгс/м		143.3
Сила, действующая на трубопровод на обводненных участках		1552.0

Полная длина участка трубопровода, деформации с которого компенсируются при подземной прокладке или при прокладке в насыпи с учетом трения трубопроводов о поверхность основания, определяется по формуле:

Где L_н - длина компенсирующего участка, см :

В_п*- длина подземного или в насыпи участка трубопровода от неподвижного сечения до компенсационного участка, см;

;

- относительная деформация от изменения температуры и внутреннего давления продукта определяется по формуле:

t- расчетный перепад температуры;

- наибольшая возможная температура трубопровода в процессе эксплуатации.

Геометрические параметры и исходные данные для трубопровода диаметром 1420 мм приведены ниже.

Таблица 3.6

Наименование	Обоз.	Значение для газопровода
Диаметр газопровода, мм	Дн	1420
Толщина стенки, мм		18.7
Площадь сечения, см2	F	822.8
Осевой момент инерции, см4	J	2032400
Осевой момент cопротивления, см3	W	2868
Модуль упругости металла труб, кг/см2	Е	2.1106
Коэффициент линейного расширения металла труб, 1/град		1.2510-5
Предел текучести, кгс/см2
Сопротивление разрыву, кгс/см2		6000
Коэффициент надежности по материалу	К2	1.15
Коэффициент надежности по назначению трубопровода	Кн	1.1
Категории участка		I-II
Коэффициент условий работы трубопровода	m	0.75
Расчетное давление газа в трубопроводе, кгс/см2	Р	75
Коэффициент перегрузки для внутреннего давления	n	1.1
Наибольшая возможная температура газопровода в процессе эксплуатации, °С		30

- кольцевые напряжения от внутреннего давления кгс/см², определяется по формуле:

Таблица 3.7

Тип трубопровода	t C
Газопровод	40	3050	95.510-6

Н_к - реакция отпора (распора) компенсатора при продольных деформациях трубопровода, кг;

Т - удельное сопротивление основания перемещению трубопровода.

;

- коэффициент трения трубы по основанию, принимаемый по таблице приведенной ниже:

Таблица 3.8

Характеристика трубопровода	Коэффициент трения
Трубопровод с неизолированной поверхностью	0.6
Трубопровод с неизолированной (с окалиной) поверхностью	0.4
Трубопровод изолированный полимерным материалом	0.5
Трубопровод с изолированным полимерным материалом (в воде)	0.3
Трубопровод с неизолированной поверхностью (в воде)	0.2

q - погонная нагрузка трубопровода на основание.

Результаты расчета удельного сопротивления перемещению представлены в ниже изложенной таблице:

Таблица 3.9

Тип трубопровода	Ргр, кгс/м	Qтр, кгс/м	qпрод, кгс/м	qв,кгс/м	q, кгс/м	, кгс/м	Т, кгс/м
Газопровод	1730	640.8	143.4	1552.0	962.0	0.6 0.2	577.0 192.0

Результат расчета участка трубопровода от неподвижного сечения компенсационного участка Вп* приведены в таблице ниже:

Таблица 3.10

Трубопровод	EF, кг	Т, (не обводнен) кгс/cм	Т, (в воде) кгс/см	Вп*, (не обводнен) кгс/см	Вп*, (в воде) кгс/см
Газопровод	510103	577	192	883	2656

Допускаемая деформация компенсационного участка определяется по формуле:



где f - стрела компенсатора, см;

- угол входа компенсационного участка, °С ;

L_н - длина компенсационного участка, см ;

R₂ - расчетное сопротивление растяжению сжатию определяемое по формуле

;

Задаемся размерами компенсационного участка трапецеидальной формы длиной 150 м, с полкой 24 м и четырьмя углами =30°. Длина участка, деформации которого компенсируются компенсатором принятых размеров, определяется по формуле:

Результаты расчетов сведем в таблицу:

Таблица 3.11

Тип трубопровода	R2, кгс/см2	К, см	В, м	Вп, м
Газопровод	786.6	90.58	3060	1916

В данной главе был проведен выбор основного и вспомогательного оборудования. Определено как будет осуществляться отбор и выдача газа в магистральный газопровод, очистка от механических примесей, состав системы пускового и импульсного газа. Состав компрессорной сжатого воздуха, маслохозяйства и склада ГСМ. Произведены расчеты пылеуловителя и АВО. Во избежание пучения газопровода произведен расчет пригрузки магистрального газопровода. Для предотвращения аварии и уменьшения напряжения трубы, вызванных различными подвижками почвы, предусмотрены и рассчитаны компенсаторы. Выбор основного и вспомогательного оборудования направлен на обеспечение нормальной работы газопровода и обеспечение надежной и долговечной работы.

Глава 4. Электрохимзащита

4.1 Электрохимзащита от почвенно-грунтовой коррозии

Коррозия - процесс разрушения металла при взаимодействии его с окружающей средой. Различают два вида коррозии:

- химическая - взаимодействие металла с окружающей агрессивной средой (взаимодействие стальной трубы и газа, содержащего сернистые соединения),

- электрохимическую, возникающую при контакте металла с жидкостью, проводящей электрический ток, т.е. электролитом.

Комплекс мероприятий по обеспечению защиты газопровода от коррозии проводят на основе стандартов "Единая система защиты от коррозии и старения".

Защита газопровода от почвенной коррозии осуществляется путем наложения противокоррозионного покрытия на наружную поверхность труб и арматуры и применение электрохимической защиты.

Электрозащита газопровода от коррозии осуществляется установками катодной защиты.

Катодная защита - катодная поляризация поверхности трубы, создающая одностороннюю проводимость тока от источника постоянного тока через заземлитель (анод) в грунт. Катодная защита газопровода осуществляется сетью катодных установок, располагаемых друг от друга на определенном расстоянии, параллельно трубопроводу и на расстоянии от трубопровода. Основными расчетными элементами катодной защиты являются:

- катодная станция;

- анодное заземление;

- дренажная электролиния.

В соответствии с требованиями СНиП 2,05.06-85 "Магистральные.. трубопроводы", ВСН 3-39-70 "Рекомендации по оценке коррозионных свойств грунтов в северных районах и эффективным способам защиты трубопроводов от коррозии" (ВНИИСТ) и ВСН ;2-71-76 "Инструкция по расчету параметров ЭХЗ подземных трубопроводов в северных районах" (Миннефтегазстрой, ВНИИСТ) в настоящем разделе рассматривается электрохимическая защита от почвенно-грунтовой коррозии следующих сооружений;

-газопровод Заполярное-Уренгой;

-подземные коммуникации КС Пуртазовская.

Изоляция трубопроводов предусматривается полимерными лентами "Поликлен".

Электрохимическую защиту перечисленных стальных коммуникаций предусматривается осуществить по традиционной схеме ЭХЗ с помощью станций катодной защиты (преобразователей) типа ОПС-100-48-VI с глубинными анодными заземлениями. Преобразователь рассчитан на следующие режимы работы:

-автоматический режим поддержания защитного потенциала;

-режим ручной регулировки

В данном преобразователе предусмотрен счетчик времени наработки СВН-2-02 Чистопольского часового завода "Восток", производящий отсчет времени, в течение которого на сооружении поддерживается потенциал, необходимый для его защиты от коррозии.

Во всех установках электрохимической защиты приняты глубинные анодные блочно-комплектные заземлителитипа ВКГЗ-1 (ВНИИгаз, НФМХТИ), состоящие из малорастворимых ферросилидовых электродов АЗМ-2 заводского изготовления глубиной до 200 м. Электрохимзащита магистрального газопровода осуществляется преобразователями, размещенными на трассах трубопроводов в блок-боксах 911Щ Сибнипигазстроя.

Для контроля за наличием защитного потенциала на подземных коммуникациях устанавливаются специальные металлические многоклемные контрольно-измерительные пункты.

Электроснабжение преобразователей, размещенных на промплощадках, предусматривается от низковольтных внутриплощадочных электросетей 0.23 кВ.

Электроснабжение трассовых преобразователей предусматривается от проектируемых вдольтрассовых ВЛ-6 кВт через КТП -25/6 кВт и КТП - 65/6 кВт, учтенных электротехнической частью проекта.

Согласно СНиП 2.02.06-85 электроснабжение СКЗ магистральных трубопроводов выполнено по 11 категории.

Расчет катодной защиты проводился на компьютере, по програмному продукту ВНИПИгазодобыча, основанному на методике ВНИИСТ и Миннефтегазстроя. Название программы «Protection». Программа утверждена приказом №18907 от 14.03.95 Управлением проектных изысканий и экспертизы проектов ОАО "ГАЗПРОМ".

В программу расчета заложены следующие формулы, по которым производились вычисления:

Нормативный срок службы СКЗ определяется по формуле:

,

где - коэффициент амортизации изоляции.

2. Переходное сопротивление трубопровод - грунт в конце сроков эксплуатации (1 , 10, 20 лет):

где - срок службы;

- показатель старения покрытия.

3.Среднее значение переходного сопротивления:

Ом м²

4.Сопротивление единицы длины изоляционного покрытия к концу нормативного срока эксплуатации СКЗ:

Ом м

5. Среднее сопротивление единицы длины изоляционного покрытия:

Ом м

6. Продольное сопротивление единицы трубы:

Ом м

где - плотность стали;

- толщина стенки трубопровода.

7. Среднее значение входного сопротивления трубопровода за определенный срок службы:

Ом

8. Определение постоянной распределения токов вдоль трубопровода к концу нормативного срока:

9. Среднее значение входного сопротивления к концу периода:

Ом

10. Определение расстояния между трубопроводом и анодным заземлением:

м,

где - плотность грунта.

11. Сила тока СКЗ:

А,

где -зона защиты трубопровода одной СКЗ.

12. Глубина заложения электродов:

h = 200 м.

13. Сопротивление растеканию тока с однониточного электрода :

Ом

14. Сопротивление растеканию анодного заземления:

Ом

- коэффициент экранирования (0,8)

n - число электронов.

15. Сечение проводника:

мм²

где i₀ - плотность тока (0,7 А/мм²).

16. Сопротивление дренажной линии:

= 0,31 Ом

17. Напряжение на выходе катодной станции:

В

18. Мощность на выходе катодной станции:

19. Общее число СКЗ (20-й год службы) :

штуки

20. Срок службы анодного заземления:



G - общий вес элемента (8кг);

-коэффициент использования электродов (0,95);

q - электрохимический эквивалент материала электродов q =0,12 кг/А год;

n - количество электродов.

4.2 Расчет катодной защиты

Таблица 4.1 Исходные данные

Наименование, обозначение, размерность	Значение
Удельное электрическое сопротивление грунта, Р0, Ом м.	100
Состав грунта, G.	15
Материал изоляционного покрытия, М, мм.	1
Толщина покрытия, , мм.	3.000
Диаметр трубопровода, D, м	1.42
Удельное сопротивление материала трубы, , ОМ мм2/м.	0.240
Толщина стенки трубопровода, , мм.	18.7
Температура транспортируемого продукта, t С.	20
Год эксплуатации, Т, лет.	1,10,20.
Мин. смещение разности потенциалов труба-земля, U тзм, В	0.45
Смещение разности потенциалов в точке дренажа, Uтд, В	1.00
Коэффициент взаимовлияния соседних катодных установок, Кв.	1.0
Расстояние между трубопроводом и анодным заземлением, м	200.0
Признак счета, Y м.	1
Длина спусковых опор Yc, м.	11.00
Сечение проводника, S, мм2	50.00
Удельное сопротивление проводника, Ром, ОМ мм2/м.	0.400
Сопротивление растеканию анодного сопротивления, Pз, Ом	1.00

Таблица 4.2 Результаты

Наименование, обозначение, размерность.	1 ГОД	10 ГОД	20 ГОД
Конечное значение переходного сопротивления, Rк, Ом м2.	123	123	123
Текущее значение переходногосопротивления, Rпт, Ом м2	5443	3040	1619
Переходное сопротивление на единицу длины, Rр1, Ом м.	12201	6814	3629
Продольное сопротивление трубопровода, Рt, Ом/м.	0.00004	0.00004	0.00004
Постоянная распределения тока вдоль трубопровода, АI/	0.00005	0.00007	0.00010
Входное сопротивление трубопровода, Zв, Ом.	0.36060	0,26948	0.19666
Длина защитной зоны катодной установки на конечный период, L, м	20536	14017	8998
Напряжение на выходе катодной станции, I, В.	6.926	8.473	10.443
Сила тока катодной установки на конечный период, V, А.	2.272	2.865	3.620
Мощность на выходе катодной станции, W	15.734	24.272	37.802

Данный проект предусматривает защиту газопровода от коррозии, в данной главе были представлены расчеты противокоррозионной защиты.

Глава 5. Переходы через реки

5.1 Река Пур

Длина реки трапециидальная, слабоврезанная, шириной 10-20 км на участке перехода 18 км. Дно долины - пойма реки. Правая пойма (ширина - 3.5 км) относительно ровная, преимущественно покрыта густым лесом, постепенно переходит в заболоченный склон до долины. Свободные от леса участки пойм заболочены. Левая пойма (ширина - 8 км) изрезана многочисленными староречьями, протоками и озерами, преимущественно покрыта густым лесом и кустарником, открытые участки заболочены.

Пойма затапливается практически ежегодно. В период половодья слой воды на пойме составляет 1.5-2.0 м. Продолжительность стояния воды составляет 20 дней.

Русло реки прямолинейное, ширина в межень на различных участках колеблется от 205 до 700 м., глубина от 1.2 на перекатах - 7.5 м. Правый берег обрывистый, подмываемый, левый пологий, открытый, песчаный. Уклон водной поверхности в межень равен 0.07 %.

5.2 Река большая хадырь-яха в створе перехода трассы

Большая Хадырь-Яха является правым притоком реки Пур и впадает в нее на 247 км от устья.

Бассейн реки расположен в зоне лесотундры и представляет собой поверхность, покрытую на 50 % лесом.

Долина р. Большая Хадырь-Яха хорошо выраженная, трапецеидальная шириной до 10 км, в нескольких километрах ниже створа переходит в долину р. Пур. Правый склон крутой, высотой 20 м. Левый склон - пологий, террасированный, частично залесенный. Склоны сложены песками.

Пойма реки двусторонняя. Сложена правая пойма суглинками, подстилаемыми песками. Ширина правой поймы 1600 м. Покрыта густым хвойным и лиственным лесом с подлеском. Левая пойма более изрезанная. Местами пойма заболочена. Сложена пойма суглинками, подстилаемыми песками. Поверхность поймы покрыта густым хвойным лесом с подлеском. Общая ширина затопления поймы при уровне высоких вод (УВВ) - 10 % водной поверхности составляет 6000 м.

Русло реки достаточно врезано, незначительно искривлено в сторону правого берега. Правый берег небольшой крутизны высотой 4,3 м, сложен песком. Левый берег - пологий, с пляжной полосой, сложен песками. Ширина русла в межень составляет 100 м, наибольшая глубина 20 м. Ложе реки состоит из разнозернистых песков.

По характеру питания и водному режиму р. Большая Хадырь-Яха относится к западносибирскому типу. Основное питание осуществляется поверхностными водами снегового и дождевого происхождения. Подземное питание играет небольшую роль.

Весенний период начинается с подъема уровней в реке примерно в конце мая со смещением в сроках на 10 - 15 дней в сторону ранних и на 7-10 дней в сторону поздних дат. Уровень половодья в среднем на 4.0-4.5 м превышает меженный. Спад уровня происходит медленно. Продолжительность половодья составляет 30 - 40 дней. Ход уровней в период половодья часто искажается из-за дождей и наложения дождевого паводка на волну половодья. При максимальных уровнях проходит ледоход, который способствует дополнительным подъемам уровня по причине заторов. Ледостав на реке устанавливается в среднем к 10 октября. В конце декабря его толщина составляет 60-80 см (половину наибольшей за зиму толщины). К середине апреля нарастание льда прекращается, достигая 120-150 см. Продолжительность ледостава в среднем составляет 230 дней. Вскрытие происходит в конце мая. К моменту вскрытия лед теряет 30 -40% толщины. Ледоход происходит в течение 5-7 дней, очищение реки происходит к 5 июня.

Вследствие слабо развитой эрозии бассейна, сток насосов очень незначителен, а среднегодовая мутность (меньше 25 г/м³) является одной из самых низких по рекам страны.

Значение характерных уровней воды р. Б.Хадырь-Яха в створе перехода приведены в таблице:

Таблица 5.1

Характеристика уровня	Отметка уровня
Уровень высоких вод 1 % водной поверхности	19.20
Уровень высоких вод 10 % водной поверхности	18.50
Уровень высоких вод 10 % водной поверхности суточного стояния	15.50
Средний рабочий уровень	13.20

Наибольшие скорости течения при различных уровнях:

Таблица 5.2

Характеристика уровня	Скорость поверхностная м/с	Скорость средняя м/с	Скорость донная м/с
УВВ 1 %	1.5	1.3	0.7
УВВ 10 %	1.4	1.2	0.6
СРУ	0.3	0.2	0.15

В соответствии с классификацией русловых процессов р. Б.Хадырь-Яха относится к типу рек со свободным меандрированием. Этому процессу способствуют малые уклоны водной поверхности, достаточно широкая и развитая пойма, легко размываемый состав пород.

Створ перехода находится на большой седлообразной излучине, ближе к узлу разворота верховой выпуклой и средней вогнутой излучин. Вследствие такого расположения плановые передвижения русла будут незначительными в сторону правого берега со средней скоростью менее 1,0 м в год. Исходя из таких скоростей, размыв правого берега предусмотрен на 20 м. Левый берег будет намываться. Интенсивнее будет происходить глубинная эрозия.

5.3 Расчет подводного перехода через реку Пур

Произведем укладку подводного перехода способом протаскивания. Трубопровод протаскивают с одного берега на другой по дну траншеи с помощью троса, заранее проложенного в траншее.

Технологическая последовательность основных операций, связанных с укладкой протаскиванием следующая:

- трубопровод сваривается на берегу в нитку, спрессовывают, изолируют, фугируют, в необходимом случае балластируют;

- устраивают спусковую дорожку, на которую помещают подготовленный к укладке трубопровод;

- по дну траншеи укладывают тяговой трос,

- протаскивают трубопровод через водную преграду с помощью специальных устройств;

- после окончания протаскивания осуществляют контроль фактического положения трубопровода, проводят его испытание, после чего засыпают

Произведем расчет подводного перехода. Данные для расчета:

Ширина русла L = 500 м,

Средняя скорость течения реки - V_ср =0 м/с,

Ширина поймы =1.5 км,

Максимальная глубина Н = 12.1 м.

Р=7,35 МПа; Д_н = 1420 мм., Д_вн = 1382,6 мм

Толщина стенки = 18.7 мм.

5.4 Расчет трубопровода на устойчивость

Под устойчивым положением трубопровода понимают такое состояние, при котором он находится в покое в заранее заданном положении при самой неблагоприятной комбинации нагрузок. Такими нагрузками являются выталкивающая Архимедова сила, горизонтальная и вертикальная составляющая гидродинамического потока, силы упругости трубопровода, сжимающие и растягивающие продольные силы, возникающие при протаскивании трубопровода, а также в следствии изменения его температурного режима или давления перекачиваемого газа. Условие устойчивости единицы длины трубопровода имеет вид:

Р_х, Р_у - составляющие гидродинамического потока;

К_ус. - коэффициент запаса устойчивости на сдвиг, принимаемый при Д_у 600 мм.

Б - вес балласта в воде;

Q - общий вес трубы;

А - выталкивающая сила;

- усилие на изгиб, в вертикальной плоскости;

- усилие от натяжения в вертикальной плоскости;

- коэффициент трения, принимаем = 0,45.

Рассчитаем составляющие гидродинамического потока:

,

где - плотность воды = 1000 кг/м,

v - скорость течения реки;

С_х - коэффициент, установленный экспериментально;

, тогда

Р_х=0.5110000.6² =25.56 кг/м

Коэффициент С_у зависит от положения подводного трубопровода, то есть расстояния его от дна реки (S).

S=0, тогда С_у=0.6

S=Дн, тогда С_у=0

С_у - коэффициент установленный экспериментально.

В нашем случае С_у = 0,6.

Р_у = 0,5 х С_у х р х V²

Р_у = 0,5 х 0,6 х 0,62 х 1000 х 1,42 = 15,3 кг/м

Расчетное значение выталкивающей силы:

А=n1хАо,

где n1 - коэффициент перегрузки выталкивающей силы =1,1

Ао=рхП/Uх(Дн+_из.)= х 1000(1.42 +2х0.5х10³) =1585,1 кг/м

Подводный трубопровод изолирован по усиленному типу полимерными лентами "Поликлен" 955-25 в два слоя. Зашита изоляционного покрытия от механических повреждений предусматривает футеровка деревянными рейками толщиной 30 мм. Толщина изоляции _из. = 0.5

А=1,1х1585.1=1743.615 кг/м

Вес трубы:

0=n2хQо, где n2=1 - коэффициент перегрузки по весу трубой -

Qо=q_тр + q_из + q_ф

Рассчитаем вес трубопровода:

Q_ТР= /4x(Дн²-Дн²)xp_СТ = 3.14/4х(1.42²-1.3826² )7850=645,9=646 кг/м

p_СТ = плотность стали, принимаем 7850 кг/мЗ.

Рассчитываем вес изоляции и футеровки:

q_из=0.1х q_тр= 0,1х646=64.4 кг/м

q_ф =п/4(Дф² -Диз²)р_ф

_Ф =30 мм., тогда Дф=1.5 м., а Диз=1.47 м.

p_ф=760 кг/мЗ

q_ф=3.14/4х(1.52-1.47² )х760=53 кг/м

Q_O =646+64.6+53=710.4 кг/м

Определим длину искривленного участка:

м

В данной формуле f глубина реки - 12,1 м

Определим qи+qн:

,

где Y=мТ; m=1.1 для протаскивания с использованием лебедки

Т = Qf_ТР=710.4х0.45=319680 кг.

Н=1.1х319680=351648 кг

J - момент инерции

J=п/4х(Дн⁴- Двн⁴ )=3.14/64х(1.42⁴-1.3826⁴ )=0.0202 м⁴

кг/м

6. Рассчитаем балласт в воде:

кг/м

7.Вес балласта на воздухе:

(метал-чугун)=9000 кг/м3

=1000 кг/м3

кг/м3

Балластировка осуществляется чугунными грузами, которые приняты с учетом обеспечения устойчивого положения трубопровода, уменьшения транспортных перевозок по бездорожью и снижению тяговых усилий при прокладке дюкеров.

Расстояние между грузами:

Lгр.=L/М=500/67.1=7.44 м

Количество грузов:

5.5 Протаскивание трубопровода, расчет тягового усилия, выбор лебедок

Укладка трубопровода происходит по схеме протаскивания. Порядок выполнения работ следующий:

1) монтаж трубопровода осуществляют на береговой промплощадке, отдельные трубы сваривают в плети;

2) к нитям присоединяют подвески, разделительный трос;

3) укладка осуществляется протаскиванием плетей с последующим наращиванием трубопровода;

4) после протаскивания контролируют фактическое положение трубопровода, испытывают и затем засыпают его.

К моменту укладки должна быть подготовлена подводная траншея. На береговом участке необходимо иметь роликовую спусковую дорожку. Когда задний конец протаскиваемой плети достигает воды, протаскивание приостанавливают, пристыковывают следующую плеть и протаскивание возобновляется.

Комплект роликовой спусковой дорожки включает в себя: роликовые опоры, спусковое устройство, устройство для перекатывания плети трубопроводов на пусковую дорожку и тормозную лебедку. Процесс протаскивания осуществляется лебедкой, установленной на буксирующем судне на якоре.

При укладке трубопровода и протаскивании необходимо правильно определить тяговое усилие, так как по его величине выбирают тяговые механизмы, диаметр тягового процесса и технологическую схему протаскивания.

Расчетную величину тягового усилия Тр определяют по предельному сопротивлению на сдвиг протаскиваемого трубопровода из условия

Тр?mТпр.,

где m=1,1 - коэффициент условий работы при протаскивании лебедкой.

Тпр - предельное сопротивление на сдвиг

Тпр.=Qf_гр,

где Q - расчетный вес трубопровода

F_гр - коэффициент трения

Тпр. =646000 х 0,45 = 290700 кг

Тр. = 290700 х 1,1 = 318,77 т

Выбираем тяговый механизм-лебедку ЛП-301

Параметры: масса - 39,6 т;

длина - 9,27;

ширина - 3,2 м;

высота - 3,5 м;

длина тягового трасса - 1000 м;

диаметр трасса - 60,5 м.

Тяговое усилие, Тс: 1-я передача - 150/300

2-я передача - 80/160

3-я передача - 57.5/115

Скорость протаскивания м/мин: 1-я передача - 6,3/3,15

2-я передача - 11,8/5 9

3-я передача - 16,4/8,2.

В данной главе описаны две самые крупные руки в створе перехода трубопровода. Трасса газопровода пролегает более чем через 20 больших и малых рек. В связи с этим было бы крайне безответственно не представить пример расчета перехода газопровода через самую крупную на трассе реку Пур.

Глава 6. Узел приема и запуска очистного устройства и диагностического снаряда

6.1 Описание

К настоящему времени общая протяжённость магистральных газопроводов, конденсатопроводов и промысловых газопроводов в системе РАО "Газпром" превысила 300 тыс. км. Долговечность и безаварийная эксплуатация их имеет большое народно-хозяйственное значение.

Возникающие на трубопроводах по тем или иным причинам аварии, как правило, сопряжены с большими потерями сырья, загрязнением окружающей среды.

Долговечная и безаварийная работа магистральных газопроводов во многом зависит от строительства и эксплуатации, от проведения комплекса диагностических мероприятии, направленных на выявление наиболее опасных участков трубопровода, от своевременного ремонта и устранение усталых мест.

По результатам внутритрубной дефектоскопии отремонтировано более сотни участков трубопроводов с выявленными серьезными недостатками, а в целом капитально отремонтировано в прошедшем году более 1300 километров газопроводов.

За этот же период возросли объемы обследования газопроводов электрометрическими методами, проводились совместные обследования с фирмами "Рургаз", "Газ де Франс", "Винтерсхал", "Пи-Ай-Эм", и др. В 1996 году этими методами было обследовано около 30000 км. трубопроводов, что на 30-40 % выше среднего уровня за предыдущие годы.

На 1996 год провести внутритрубную диагностику 12000 км., а электрометрических обследований до 30000 км. Объемы необходимых восстановительных работ неуклонно растут, в капитальном ремонте нуждается треть эксплуатируемых газопроводов, а около 5 % их следует заменить полностью.

При этом в последние годы объем восстановительных работ на газопроводах становятся сопоставимы с объемами работ по строительству новых газопроводов. В этой ситуации весьма актуальным становится обеспечение нормативного уровня надежности линейной части магистрального газопровода, находящегося в эксплуатации, на основе анализа результатов диагностирования их технического состояния.

На стадии проектирования должны быть предусмотрены как организационные, так и технические мероприятия по диагностированию трубопроводов.

На этапе строительства особую важность приобретают организация и проведение независимого надзора с использованием современных приборных средств контроля качества строительно-монтажных работ.

Помимо опасных причин выявляемых с помощью внутритрубной дефектоскопии при эксплуатации газопровода происходит загрязнение его внутренней поверхности частицами породы, окалиной, конденсатом, водой, метанолом и т.д. Это приводит к увеличению коэффициента гидравлического сопротивления и соответственно к снижению пропускной способности трубопровода. Для очистки внутренней поверхности трубы используют очистные устройства без прекращения перекачки. Этот способ позволяет постоянно поддерживать коэффициент гидравлического сопротивления газопровода, равным первоначальному значению.

На всех проектируемых и вновь вводимых магистральных газопроводах предусматривается устройство по очистке внутренней полости газопровода от загрязнения при помощи пропуска очистных поршней. В состав устройства входят узлы пуска приема очистных поршней, система контроля.

На вновь проектируемых трубопроводах нередко не запроектированы узлы пуска и приема снарядов дефектоскопов, иногда запроектированы, но разделены с узлами запуска и приема очистных устройств.

Не найдя описания совмещенного узла запуска снаряда дефектоскопа и очистного устройства, в своей работе я попробовал сделать проект совместного узла запуска и приема основываясь на технологической схеме запуска очистного устройства, (предоставленной организацией "ВНИПИгазодобыча") и технологической схеме запуска снаряда дефектоскопа (по данным фирмы "Pipetronix", для снарядов магнискан).

6.2 Описание конструкции снаряда дефектоскопа

Впервые внутренние дефектоскопы применили в 60-х годах. В настоящее время более десятка фирм поставляют около 40 видов снарядов дефектоскопов, по этому в наши дни огромную роль играет универсальный узел запуска и прима диагностических снарядов и очистных устройств любых модификаций. Большинство конструкции дефектоскопов предназначено для определения конфигурации поперечного сечения трубопроводов, выявления вмятин, вспучивании, утончений стенки и наружной коррозии. Реже используются дефектоскопы, предназначенные для решения специальных задач. Так, дефектоскопы, оснащенные видео- и фотокамерами, применяются для визуальной инспекции внутренней поверхности трубопровода: с инерциальными устройствами - для определения кривизны и профиля трубопровода, со специальными датчиками - для выявления трещин, а с источниками нейтронного излучения - для определения глубины заложения подводных трубопроводов или толщины утяжеляющего покрытия. Все внутритрубные дефектоскопы перемещаются по трубопроводу транспортируемым потоком, они оборудованы различными датчиками, устройствами сбора и хранения информации, источниками питания. Успехи электроники и совершенствование компьютеров создали предпосылки для решения с помощью внутритрубных дефектоскопов таких задач, которые раньше не могли быть решены.

Специальная комиссия, состоящая из специалистов различных европейских фирм, исследовала применение внутритрубных дефектоскопов. Главной целью комиссии была оценка конструкции и эффективности, в том числе и экономической. Лидирующие позиции по итогам независимой проверки заняла фирма "Pipetronix" со своим диагностическим комплексом "Магнискан", предназначенным для диагностики газопроводов.

Изучив технические характеристики различных видов снарядов дефектоскопов можно с уверенностью утверждать, что длина камеры пуска и приема должна быть не менее 7 метров. Это обусловлено тем, что обычно диагностический комплекс состоит из нескольких цилиндрических секции и, различные модификации снарядов, поршней и разделителей можно было использовать, не переоборудуя камеру.

6.3 Запуск и прием очистных поршней

Очистные поршни запускают в следующей последовательности (рис 1).Закрывают краны 2,3,5,7,8 (кран 9 открыт) и открывают краны 4,6 для выпуска газа из узла пуска в атмосферу. После освобождения узла пуска от газа открывают концевой затвор, и тележка с заслонкой отводится до тех пор, пока из узла не выйдет каретка, на которую с помощью подъемного устройства загружают поршень.

Тележку вместе с заслонкой и кареткой подводят к узлу пуска до полного закрытия заслонки и создают избыточное давление для закрытия концевого затвора. Затем затвор фиксируют фиксаторами и зажимными штурвалами. Очистной поршень толкателем вводят в газопровод. Далее узел продувают через открытые краны 4 и 6 путем открытия крана 8 , а затем и кранов 3 и 5 . После продувки и закрытия кранов 4 и 6 выравнивают давление по обе стороны поршня, открывают кран 7 и медленно закрывают краны 3, 5, 8, после чего поршень начинает двигаться к следующей КС, на которой перед пуском поршня обязательно должен быть открыт кран 15. Выход очистного устройства из узла запуска контролируют сигнализатором 1. После запуска поршня собирают первоначальную схему; кран 9 открывают, а краны 2, 3, 4, 5, 6,7, 8 закрывают.

При движении очистного устройства по газопроводу, благодаря его полному прилеганию к стенке трубы, происходит ее очистка. От герметичности между поршнем и стенкой трубы зависит степень очистки последней. На узле приема открывают краны 15, 17,18, а затем и кран 13. Проход поршня в узел приема контролируют по двум сигнализаторам: после срабатывания первого сигнализатора по ходу поршня закрывают краны 15, 13 и открывают кран 11, после срабатывания вторично - закрывают краны 11, 15, 16 и краном 6 на свече регулируют заход поршня в камеру. Жидкость и грязь отводится в конденсатосборник. После освобождения узла приема от газа через кран 6 открывают концевой затвор. Тележку с заслонкой, а вместе с ней коробку с поршнем отводят от камеры. Поршень при помощи подъемного устройства убирают с каретки, проводят осмотр и приводят все в первоначальное состояние, технологическая схема запуска и приема очистного устройства показана на рисунке 1.