Найти диаметр трубопровода для газа после

Найти диаметр трубопровода для газа после техперевооружения, если был
трубопровод 76*3 мм, находящийся под атмосферным давлением. После перевооружения
в трубопроводе стало Ризб = 5 кгс/см2, а скорость газа и расход остались такими же?
1.
Решение
Проверить ЛСК ГРП. Известны длина, ширина, высота ГРП. Известны размеры
оконных окон (площадь каждого более 1 м2) и их количество (2 шт.). Стекло одинарное.
Также дана толщина оконного профиля – 8 см????
2.
Согласно п. 36 «технического регламента о безопасности сетей газораспределения и
газопотребления» для обеспечения взрывоустойчивости помещения для размещения линий
редуцирования газорегуляторного пункта в нем должно быть предусмотрено устройство
легкосбрасываемых конструкций, площадь которых должна быть не менее 0,05 кв. метра на 1
куб. метр свободного объема помещения.
Vгрп=l*b*h (м3 )
по формуле Sлск= Vгрп*0,05 (м2)
Находим объем помещения ГРП по формуле
Находим площадь ЛСК
В соответствии с п. 5.10
«СП 56.13330.2011 Производственные здания.
Актуализированная редакция СНиП 31-03-2001» Оконное стекло относится к
легкосбрасываемым конструкциям при толщине 3, 4 и 5 мм и площади не менее
(соответственно) 0,8, 1 и 1,5 м . Армированное стекло, стеклопакеты, триплекс, сталинит и
поликарбонат к легкосбрасываемым конструкциям не относятся.
Вычисляем площадь единичного остекления по формуле Sостекл=
где B-ширина оконного проема, м;
Н-высота оконного проема, м;
m-ширина рамы окна, м
(B-2m)*(H-2m) (м2),
Определить правильность техперевооружения подземной прокладки стального
подземного газопровода высокого давления 0,6 МПа, если расстояние до параллельно
расположенного трубопровода водопровода 1,3м, а расстояние до стенки колодца,
расположенного на этом водопроводе до газопровода 1,1 м?
3.
В соответствии с Приложением В Таблица В 1 «СП 62.13330.2011 Газораспределительные
системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002» расстояние по горизонтали в свету от
подземного газопровода высокого давления (0,6 МПа) до подземных инженерных сетей
(водопровод) должно составлять не менее 1,5 м.
В соответствии с п. 4.9 СП 42-101-2003 Расстояние от газопровода до наружных стенок
колодцев и камер других подземных инженерных сетей следует принимать не менее 0,3 м (в
свету) при условии соблюдения требований, предъявляемых к прокладке газопроводов в
стесненных условиях на участках, где расстояние в свету от газопровода до колодцев и камер
других подземных инженерных сетей менее нормативного расстояния для данной
коммуникации
На основании пунктов, указанных выше можно сделать вывод: При техническом
перевооружении прокладка подземного газопровода высокого давления (0,6 МПа)
относительно параллельно проложенного водопровода с колодцем выполнена не верно.
Определить правильность конструкций ГРП (или что-то в этом духе)???, если
после техперевооружения регулятор давления снижает давление с 0,6 МПа до 0,2 МПа,
верхний предел настройки ПКН – 0,42 МПа, предел настройки ПСК – 0,3 МПа, на линии
редуцирования поменяли ПКН и ПСК.
4.
5.
Расчет сферического днища резервуара, при заданном толщине эллиптического
(легкое) остальные параметры одинаковые.
Расчет выполняется в соответствии с п 6.3 ГОСТ Р 52857.2-2007 - Сосуды и аппараты.
Нормы и методы расчета на прочность
Где
φ (коэффициент прочности сварного шва) =1
С (прибавка к расчетным толщине стенки) =1
6.
Составить программу ТД при ЭПБ шарового резервуара, указать цели ТД, методы
диагностирования, указать допустимые и нет дефекты сварных швов. (легко)
Разрабатывается на основании РД 03-380-00 Инстр по обсл-ю шаровых резервуаров и
газгольдеров (5.1.2)
Цель: оценка его технического состояния по совокупности диагностируемых параметров
для выработки рекомендаций об условиях его дальнейшей безопасной эксплуатации с
вероятным остаточным ресурсом, о сроках и уровнях последующих обследований либо о
необходимости проведения ремонта или исключения его из эксплуатации.
Программа
ПРОГРАММА
ПОЛНОГО ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РЕСУРСА ДАЛЬНЕЙШЕЙ БЕЗОПАСНОЙ
ЭКСПЛУАТАЦИИ ШАРОВОГО РЕЗЕРВУАРА
2. Состав работ:
2.1. Подготовка шарового резервуара к полному техническому обследованию (выполняется силами предприятиязаказчика): освобождение от продукта, установка заглушек, удаление остатков продукта, зачистка внутренней
поверхности резервуара, монтаж освещения, подготовка сварных швов и основного металла для проведения
неразрушающих методов контроля качества и металлографических исследований.
2.2. Подбор и анализ проектной, исполнительной, эксплуатационной документации, механической нагруженности
шарового резервуара, предписаний надзорных органов.
2.3. Визуальный наружный и внутренний осмотр конструкционных элементов шарового резервуара с выявлением
мест эксплуатационных и монтажных повреждений и мест отбора проб металла. Составление дефектных
ведомостей.
2.4. Акустико-эмиссионный контроль оболочки шарового резервуара для выявления зон пластической
деформации, дефектов, склонных к развитию при рабочих нагрузках, и их локализация.
2.5. Дефектоскопия сварных швов и оболочки шарового резервуара неразрушающими методами контроля
(цветная и ультразвуковая дефектоскопия, радиографический и магнитопорошковый метод, ультразвуковая
толщинометрия, метод магнитной памяти металла, вакуумный (пузырьковый) метод, вихретоковый метод, метод
керосиновой пробы).
2.6. Ультразвуковая толщинометрия элементов шарового резервуара для определения величин коррозионного
износа и зон расслоения металла.
2.7. Геодезические измерения опорных плит стоек шарового резервуара в целях определения неравномерности
осадки фундамента.
2.8. Определение механических свойств основного металла и материала сварных швов дюрометрическим
методом. Отбор проб, определение химического состава материала оболочки, металлографическое и электроннофрактографическое исследование основного металла и материала сварных швов в целях выявления структурных
изменений и установления степени охрупчивания.
2.9. Испытания шарового резервуара на прочность и герметичность.
2.10. Расчетно-экспериментальная оценка остаточного ресурса.
3. Составление Заключение экспертизы промышленной безопасности, определение условий безопасной
эксплуатации, срока следующего полного технического обследования шарового резервуара.
Методы: неразрушающие методы контроля качества: акустико-эмиссионный (АЭ) контроль
целостности оболочки шарового резервуара, ультразвуковая дефектоскопия или
радиографический метод, цветная дефектоскопия или магнитопорошковый метод;
Дефекты:
К недопустимым дефектам основного металла и металла сварных швов относятся
трещины всех видов, расслоения, непровары, прожоги, перерывы в швах, незаваренные
кратеры, крупная чешуйчатость, резкие переходы от наплавленного металла к основному,
чрезмерное усиление шва, неполномерность шва.
К допустимым дефектам сварных соединений относятся:
 отдельные шлаковые включения, поры или их скопления размером в диаметре не более
10% толщины свариваемого металла, но не более 3 мм;
 отдельные расслоения площадью не более 100 мм , не выходящие на сварные швы;
 шлаковые включения или поры, расположенные цепочкой вдоль шва при суммарной их
длине, не превышающей 200 мм на 1 м шва;
 скопление газовых пор и шлаковых включений на отдельных участках шва в количестве
не более 5 на 1 см площади шва при диаметре одного дефекта не более 1,5 мм.
Рассчитать срок службы трубопровода по изменению пластичности
7.
Расчет выполняется в соответствии с РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния
подземных стальных газопроводов
6.4. Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению пластичности металла.
Снижение пластичности металла труб в результате старения, т. е. зависимость основных механических
характеристик (
,
) от времени эксплуатации газопровода, можно представить в виде функции, значения
которой определяются по формуле
(4)
где
,
и
,
,
- параметры, отражающие процесс старения, значения которых приведены в табл.3;
- поправочные коэффициенты условий эксплуатации.
Значения коэффициентов
и
для расчета пластичности при эксплуатации газопровода в условиях,
отличных от базовых, вычисляются по формулам:
при изменении данных по температуре
(5)
при изменении данных по давлению
(6)
где
, °С и
, МПа - разность среднегодовой температуры грунта
действующего давления
от базовых значений (20 °С и 1,2 МПа):
=
на уровне заложения газопровода и
-20 °С;
=
-1,2;
- параметры, учитывающие влияние изменения температуры на пластичность, принимаются по
табл.3.
Величина для стали
Параметры
Группа А
Группа Б
0,4779
0,56251
0,0046703
0,005922
0,222073
0,237626
0,019853
0,019036
0,00000783
-0,00000787
0,000325
0,000365
-0,0000105
-0,0000121
Определение остаточного срока службы, представленное на рис.Е.1 и Е.2 приложения Е, производится путем
построения при помощи ПЭВМ графика функции
, формула (4), с интервалом точности (+10%) в виде двух
кривых:
и
, - верхней границы 10%-ного интервала точности кривой
двух прямых, построенных в тех же координатах, параллельных оси абсцисс:
Значения
и
в координатах "
/
=0,9 и
- время" и
/
/
=
/
.
получены по данным шурфового контроля согласно п.5.5 в ходе диагностирования.
8.
Рассчитать площадь (диаметр) мембраны регулятора давления. заданы Q=1500,
входное Р=0,6 МПа; диаметр трубопровода 219 мм (не решил, кто знает прошу
поделиться).
9.
Газопровод диаметром
=0,225 м; материал ПЭ 80;
11; рабочее давление
=0,3 МПа; температура эксплуатации - 0 °С; проектируемый срок эксплуатации - 50
лет; глубина заложения
=1,0 м; укладка - на плоское основание; ширина траншеи
=1 м; грунт - суглинок; плотность грунта
засыпки
=2000 кг/м ; модуль деформации грунта
=3 МПа; высота столба грунтовых вод над верхней образующей газопровода
=1,0 м; плотность воды с учетом растворенных в ней солей
интенсивность
нагрузки
на
поверхности
грунта
=5000
=1040 кг/м ;
Н/м ;
нагрузка
от
транспортных средств - нерегулярное движение,
=25000 Н/м .
Определить критические величины внешнего давления и обеспечивается ли
круглая форма поперечного сечения трубы.
Определяем параметр жесткости сечения газопровода по формуле
(Н/м),
и полную погонную эквивалентную нагрузку по формуле
Для определения величины
а-
МПа (18)
по графику на рисунке 3 определяем
=1,5 МПа; б -
=2,5 МПа; в -
=3 МПа; г -
(17).
.
=4 МПа
Рисунок 3 - Значения модуля ползучести
материала труб для проектируемого
срока эксплуатации 50 лет в зависимости от температуры транспортируемого газа
В нашем случае
МПа,
значит, при температуре эксплуатации 0 °С
=400 МПа, тогда:
МПа;
Величина овализации по формуле
(16) равна:
,
следовательно, условие обеспечения допустимой величины овализации соблюдается.
2.2 Обеспечение устойчивости круглой формы поперечного сечения
Определяем по формулам (25)
(26) критические величины
,
внешнего давления:
МПа;
МПа.
Согласно условию (24)
имеем:
МПа <1,2 МПа,
следовательно, условие обеспечения устойчивости круглой формы поперечного сечения соблюдается.
10.
Дано: Предусматривается техперевооружение
предусматривается монтаж ПЗК и ПСК.
ГРП.
В
существующем
ГРП
Исходные данные: Давление газа на входе в ГРП составляет Р=0,6 МПа. Давление газа на
выходе из ГРП составляет 0,2 МПа.
Пределы настройки ПЗК и ПСК (по верхнему пределу) приняты:
Давление настройки
ПЗК
0,42
ПСК
0,34
Определить соответствуют ли принятые объемно-планировочные решения помещения
ГРП требованиям безопасности.
11.
Дано: Предусматривается перекладка участка газопровода высокого давления II
категории Р=0,6 МПа через водоем (реку). Перекладка участка газопровода
предусматривается из полиэтиленовой трубы.
Исходные данные: Предусматривается перекладка участка газопровода из трубы ПЭ 80
SDR 11. Фактическое давления газа в точке врезки составляет Р=0,5 МПа. Способ
прокладки принят открытый. Ширина водоема (реки) при максимальном разливе
составляет 50,0 м.
Определить правильность технических решений и возможность использования заданной
полиэтиленовой трубы.
ТР п . 17 . Для полиэтиленовых газопроводов, проложенных открытым способом,
дополнительно должна предусматриваться укладка сигнальной ленты.
СП 62 п. 5.4.2 Газопроводы на подводных переходах следует прокладывать с
заглублением в дно пересекаемых водных преград. При необходимости по результатам
расчетов на всплытие производят балластировку трубопровода. Отметка верха газопровода
(балласта, футеровки) должна быть не менее чем на 0,5 м, а на переходах через судоходные и
сплавные водные преграды - на 1,0 м ниже прогнозируемого на срок 25 лет профиля дна. При
прокладке газопровода методом наклонно-направленного бурения отметка должна находиться
не менее чем на 2,0 м ниже прогнозируемого профиля дна.
При пересечении несудоходных водных преград допускается прокладывать подводные
газопроводы, изготовленные из труб с балластным покрытием в защитной оболочке заводского
изготовления, без заглубления в дно, при условии подтверждения их пригодности для
указанных целей в установленном порядке.
п. 5.4.3 На подводных переходах следует применять:
полиэтиленовые трубы и соединительные детали из ПЭ 100, имеющие стандартное размерное
отношение не более SDR 11 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,0.
При прокладке газопровода давлением до 1,2 МПа методом наклонно-направленного
бурения во всех случаях допускается применять полиэтиленовые трубы из ПЭ 100 с
коэффициентом запаса прочности не менее 2,0.
На подводных переходах шириной до 25 м, находящихся вне поселений, допускается
применение полиэтиленовых труб и соединительных деталей, изготовленных из ПЭ 80 с SDR
не более SDR 11 в газопроводах давлением до 0,6 МПа.
При прокладке газопровода давлением до 0,6 МПа методом наклонно-направленного
бурения во всех случаях допускается применять полиэтиленовые трубы, изготовленные из ПЭ
80 с SDR не более SDR 11.
Ответ: в соответствии с п. 5.4.3 СП 62.13330.2011 Газораспределительные системы.
Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002 трубу ПЭ 80 SDR 11 при максимальном
разливе реки 50,0 м применять нельзя
12.
Задача 4. (Задача записана не точно )
Дано: Потенциал катодной станции составляет ___. Естественный потенциал
трубопровода в земле составляет ___. На какую величину смещен потенциал ___ и что
нужно (исходя из этого смещения) сделать?
Подставить недостающие данные в задачу и ответить на вопрос.
13.
Рассчитать высоту засыпки при балластировке полиэтиленового трубопровода
грунтом - порядок расчета приведен в СП 42-103;
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ.
Газопровод диаметром
=0,225 м; материал ПЭ 80,
эксплуатации - 0 °С; температурный перепад
упругого изгиба газопровода
=0,3 МПа; температура
=-20 °С; проектируемый срок эксплуатации - 50 лет; радиус
=13,5 м; угол поворота оси газопровода
=4000 Н; плотность материала пригруза
солей
17,6; рабочее давление
=0,262 рад.; вес одного пригруза
=2400 кг/м ; плотность воды с учетом растворенных в ней
=1040 кг/м .
Определяем величины
,
,
и
соответственно по графику на рисунке 3 и формулам (6), (13) и
(3).
В нашем случае
МПа,
значит, при температуре эксплуатации 0 °С
=330 МПа;
Н/м;
Н/м;
Н/м.
Расстояние между пригрузами согласно условиям (11) и (12) должно быть:
м;
согласно требованиям 5.68 принимаем
=3,8 м.
1.2 Балластировка грунтом обратной засыпки, закрепляемым НСМ
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ.
По газопроводу - такие же, как в примере 1.1, по грунту: грунт - песок средней крупности; плотность частиц
грунта
=2040 кг/м ; удельное сцепление грунта засыпки
грунта засыпки
=0,45; угол внутреннего трения грунта
=40°.
=3000 Н/м ; коэффициент пористости
Определяем величины
,
,
и
для формулы (15):
;
;
.
Необходимая высота грунта, закрепляемого НСМ, согласно формуле (15) должна быть:
м.
На основании 5.70 глубина заложения газопровода в данном случае определяется требованиями подраздела
"Подземные газопроводы" СНиП 42-01. Схема его балластировки приведена на рисунке Г.1.
1 - газопровод; 2 - нетканый синтетический материал (НСМ); 3 - грунт; 4 - траншея
Рисунок Г.1 - Схема балластировки газопровода
3. Дан диаметр труб газового теплообменника который работал при атмосферном давлении,
теперь давление подняли до 0,5 МПа, найти диаметр необходимых труб на замену при условии,
что массовая производительность, скорость потока температура и длина остались неизменны решается получением уравнения из формулы расчета диаметра по СП 42-101.
4. Даны параметры основной линии редуцирования - настройка регулятора давления, ПСК,
ПЗК, и параметры резервной линии, дать ответ будет ли производится автоматический ввод
резервной линии при отключении основной - эту я не решил.