Расчет газопровода

         Э_КС720 =1,293 ∙ 13 = 16,805  млн. руб.;

         Э_КС820 =1,293 ∙ 6   =  7,758  млн. руб.;

         Э_КС1020 = 1,293 ∙ 1= 1,293   млн. руб.;

           Полные эксплуатационные затраты:

         Э₇₂₀ = 3,64 + 16,805 =  20,445 млн. руб.;

        Э ₈₂₀ = 4,213 + 7,758 = 11,971 млн. руб.;

         Э₁₀₂₀ = 6,138 + 1,293 = 7,431 млн. руб..

          Приведенные затраты по вариантам:

         S₇₂₀ = 0,15 К₇₂₀ + Э₇₂₀ = 0,15 ∙ 148,776 + 20,445 = 42,761 млн. руб.;

         S₈₂₀ = 0,15 ∙ 118,22 + 11,971 = 29,704 млн. руб.;

         S₁₀₂₀ = 0,15 ∙ 130,282 + 7,431 = 26,973 млн. руб.

          Результаты расчетов сводим в таблицу 2.1.

                                                                                                                                      Таблица 2.1

Приведенные затраты для различных вариантов

сооружения  газопровода, млн. руб./год

Dхδ	ГТК – 10-2(2+1)	ГТК – 10-2(3+1)
720х7,5	39,213	42,761
820х8,5	27,951	29,704
1020х10,6	25,944	26,973

 

Ограничиваясь проведенными сравнениями, окончательно принимаем  как наиболее выгодный вариант: диаметр газопровода — 1020х10,6; двухступенчатое сжатие; длина последнего участка газопровода — 536,0 км.

 

2.4. Увеличение  пропускной способности газопровода

         С необходимостью увеличения пропускной способности газопроводов приходится сталкиваться как в процессе проектирования, так и при их эксплуатации.

         Увеличить пропускную способность газопровода можно прокладкой лупингов или увеличением числа КС.

          В настоящее время проектируется и находится в эксплуатации значительное число многониточных газопроводов. Подключаемая часть строящейся нитки к действующему газопроводу может рассматриваться как луп и н г.

         Рассмотрим увеличение пропускной способности газопровода на 10 % (Х=1,1) не изменяя давление транспортирования газа, т. е. начальное давление после КС Р_n =5,5МПа, Р_к =3,47МПа. Расстояние между КС L₁₀₂₀ =536,0км.

         Из соображения надежности многониточные газопроводы строятся из труб одного диаметра, т. е. коэффициенты гидравлического сопротивления также одинаковы   

λ _Л =λ ₁₀₂₀ = 0,00980965.

         В таком случае длина лупинга Х _Л , определяется по формуле:

 

                                                                             (2.7)

 

 

       где     L  — длина газопровода;

                  m — число ниток в существующем газопроводе, к которым  подключается  

                  лупинг;

                  n — число ниток газопровода.

                

       где     Р_но, и Р_ко    — начальное и конечное давление в варианте без лупинга;                           

                Р_н    и  Р_к — то же, с лупингом. 

 

      По условию 

         

    Длина лупинга  Х ₁ =1000 ∙ 0,23 = 230,0 км.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. НЕРАВНОМЕРНОСТЬ ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ  И  ХРАНЕНИЯ ГАЗА 

         Поскольку все потребители —  бытовые, коммунальные, общественные и промышленные потребляют газ неравномерно, различают:

         — сезонную неравномерность, или неравномерность по месяцам года;

         — суточную неравномерность или, или неравномерность по дням недели;

         — часовую неравномерность, или неравномерность по часам суток.

       Одним из способов обеспечения газом потребителя в требуемом количестве является использование последнего участка газопровода в качестве аккумулирующей емкости. Характер работы последнего участка газопровода имеет свои особенности. Это связано с тем, что последняя  КС работает на постоянном по производительности режиме, а расход газа в конце последнего участка совпадает с графиком газопотребления  города (при отсутствии подземных хранилищ газа и других аккумулирующих емкостей).

      В периоды, когда потребление газа городом меньше производительности последней КС (почти совпадающей со среднесуточной производительностью). газ аккумулируется в самом газопроводе. При этом давление на выходе КС незначительно повышается до значения Р_{max 1} , а давление в конце газопровода может достигнуть своего наибольшего значения Р _{max 2} . В период наибольшего газопотребления  недостающий газ компенсируется за счет с  аккумулированного газа и отбором дополнительного количества со снижением давления в конце газопровода до Р_{min 2} . При этом давление КС снизится до Р_min 1 .

      В основных газопроводах крупных городов абсолютное давление составляет перед ГРС — 1,3 МПа.

 

3.1. Определение  аккумулирующей способности последнего  участка газопровода

 

Определяем вспомогательные  величины. По формуле определяем значение К.

       

        По следующей формуле вычисляется значение С.

      

        где    λ ₁₀₂₀ =  0,00980965,  Z = 0,92,  Δ = 0,61,

                 Т_о — абсолютная средняя температура среды. Принимаем   Т_о = 288 К (15 ^оС).

                        

Расчетная пропускная способность

       

       

  Аккумулирующая способность последнего участка  газопровода

определяется по формуле

            (2.3)

         Р_{max 1} — максимальное давление в начале последнего участка газопровода, которое определяется прочностью газопровода. Значение Р_{max 1} определяем из формулы   (2.4) после ее преобразования:

          V_АКК = 5047468м³ газа

          L_k - длина последнего участка газопровода, км;     L_k = 536,0 км.

 

3.2. Определение  объема подземного хранилища  газа

          Подземное хранение газа является наиболее приемлемым и основным средством аккумулирования значительных объемов газа и регулирования подачи газа в соответствии с сезонной неравномерностью газопотребления.

          Активная емкость газохранилища  газа определяется по формуле :

 

                      Q_л =Q_r α_год,м³

         где       α_год  - годовая неравномерность потребления газа.

        В данном проекте α_год = 8 % = 0,080

                      Q_л =6 ∙ 10⁹ ∙ 0,08= 4,8 ∙ 10⁸ м³ .

        Производительность газохранилища определяется графиком годового потребления газа. При этом максимальная производительность:

                      g _max = ,                                                                                    (3.4)

  где     n_o— число дней отбора газа из газохранилища. Для наших условий принимаем n_o = 30∙6 = 180 дней.

        тогда,     g _max = ,

4. УСТРОЙСТВО ПЕРЕХОДА ЧЕРЕЗ АВТОДОРОГУ.

4.1 Общая часть 
Строительство  перехода  должно  осуществляться   в   соответствии: с настоящим  проектом   производства   работ,  метод бестраншейная прокладка труб продавливанием , согласованным с организациями  эксплуатирующими  пересекаемые коммуникации и под наблюдением их представителей,СНИП 2.05.06-85, СНИП 12-03-2001, СНИП 12-04-2002, СНИП 42-01-2002,

До начала работ  по строительству необходимо: 
-согласовать проект и получить разрешение  на  производство  земляных работ и монтажных работ; 
-подготовить площадку в  соответствии  с  требованиями  стройгенплана (л-1): очистить от снега, кустов  и  деревьев  строительную  площадку,  спланировать территорию с обеспечением стоков поверхностных  вод; 
-внимательно изучить геологический разрез по проекту, 
- произвести шурфовку пересекаемых коммуникаций, 
-завезти необходимое оборудование, механизмы, материалы; 
-выполнить монтаж оборудования. 
При  сооружении  перехода  необходимо  обеспечить: 
1.  Проектное положение футляра и рабочего газопровода с  отклонением от оси не более 0.5% по вертикали и не более 1% по  горизонтали, 
2. Сохранение дорожного полотна и насыпи, предохранение ее от размыва. 
3. Защиту рабочего  и  приемного  котлованов  от  сточных  вод  путем обваловки разработанным грунтом. 
4. Проектную изоляцию футляра и рабочей трубы. 
5. Между футляром и газопроводом электрический контакт не допускается.

4.2 УСТРОЙСТВО ПЕРЕХОДА.

Бестраншейная прокладка труб продавливанием

отличается тем, что  прокладываемую трубу открытым концом, снабженным ножом, вдавливают в массив грунта, а грунт, поступающий в  трубу в виде плотного керна (пробки), разрабатывают и удаляют из забоя. При продвижении трубы преодолевают усилия трения грунта по наружному ее контуру и врезания ножевой части в грунт. 
 
Для продавливания труб применяют нажимные насосно-домкратные установки из двух, четырех, восьми и более гидродомкратов усилием по 500-3000 кН каждый с ходом штока 1,1-2,1 м, работающие от насосов высокого давления. Количество домкратов в установке зависит от необходимого нажимного усилия Р:

 
где q_c - удельное сопротивление вдавливанию ножа в грунт, кН;

l- периметр ножа, м;                             ξ₀ - коэффициент бокового давления грунта;

Мт - масса 1 м трубы (футляра), кг;           L - длина продавливания трубы, м;

Tg _φ - коэффициент трения трубы о грунт; Р1 - вертикальное давление на 1 м длины трубы;

      где Р - плотность грунта, т/м3 ;    Dк - диаметр кожуха (футляра), м;

t_кр - коэффициент крепости грунта по проф. М.М. Протодьякову. Приближенное необходимое усилие для продавливания трубы.

 

 
где I - сила трения грунта по поверхности трубы, равная 20-25 кН на 1 м2 поверхности трубы, м;

D_тр - наружный диаметр трубы, м;

L - общая длина продавливания  трубы, м. 
 
   Способом продавливания ведут прокладку не только стальных труб, но и железобетонных коллекторов и тоннелей из элементов различной замкнутой по периметру формы. 
 
Для продавливания труб или элементов коллекторов и тоннелей применяют нажимные насосно-домкратные установки из двух, четырех, восьми и более гидродомкратов усилием 50-300 тс каждый с ходом штока 1,1-2,1 м. Количество домкратов в установке зависит от необходимого нажимного усилия для продавливания трубопровода. 
Поскольку при продавливании труб больших диаметров, особенно в твердых грунтах, применяют особо мощные нажимные установки из нескольких домкратов, способных создать усилия более 10000 кН, для них необходимы прочные упорные стенки.

Способ продавливания  бывает с ручной разработкой грунта и механической (рис.1а).

Рис.1.б. Продавливание  установкой СКВ с механизированной разработкой грунта.

 

 

 

 

 

Рис. 1. Установки для прокладки труб методом продавливания: 
а — продавливание с ручной разработкой грунта  
б — продавливание установкой СКВ Главмосстроя с механизированной разработкой грунта ;  
1 — насосная станция ;            2 — трубопровод ;                3 — рабочий котлован ;                         4 — водоотводный поток ;        5 — трубопровод ( футляр       6 — лобовая обделка ( нож ;  
7 — приемный котлован ;          8 — приямок для сварки труб ; 9 — направляющая рама ;                      10 — нажимной патрубок ;        11 — нажимная заглушка ;        12 — гидродомкраты ; 
13 — башмак ;                       14 —упорная стенка ;             15, 18 — канаты ;                                16 — ролики ;                        17 — ковш ;                         19 — барабан - накопитель ;  
20 — уравнитель ;                 21 — нажимные штанги ;           22 — траверса ;                                 23 — поворотные фланцы ;        24 — лебедка ;                     25 — шпалы направляющей рамы.  
 
Рекомендация :

Применение ручной разработки грунта при продавливании мало эффективно. Поэтому для бестраншейной прокладки трубопроводов чаше всего применяют установки с механизированной разработкой и удалением грунта, в том числе установи типов СКВ Главмосстроя и ПУ-2 конструкции ЦНИИПодземмаша. 
         Установка ПУ-2 состоит из

- силового агрегата (два  гидродомкрата ГД-170/1150,

-насосной станции,  двухбарабанной лебедки с пультом  управления),

-рабочего органа,

-устройства для передачи  нажимных усилий и ножевой  секции.

С ее помощью можно  продавливать трубопроводы диаметром 1220 и 1420 мм в таких же грунтах, что и установкой СКВ Главмосстроя, при скорости прокладки 8,4 м в смену и максимальной длине трубопровода 60 м. 
Бестраншейную прокладку труб диаметром 1220 мм способом продавливания в сухих и увлажненных грунтах I-III групп можно производить также с помощью установки У-12/60 конструкции Гипронефтеспецмонтажа . Этой установкой, имеющей массу 12,7 т, при усилии продавливанием 3400 кН и мощности приводных электродвигателей 18 кВт можно продавливать трубы указанного диаметра на длину 60 м. Головку установки приваривают к продавливаемому трубопроводу для восприятия лотового сопротивления грунта. Грунт удаляется челноком, находящимся внутри головки. 
Работа установки заключается в периодическом вдавливании прокладываемой трубы на длину хода домкрата (1000 мм) с последующим извлечением челнока из трубы и его разгрузкой в отвал или на транспорт.

 

4.3 ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ 

 

     Для стальных газопроводов следует предусматривать защиту от коррозии, вызываемой окружающей средой и блуждающими электрическими токами.

Защиту от коррозии подземных  газопроводов следует проектировать  в соответствии с требованиями

ГОСТ 9.602—89, нормативно-технической  документации, утвержденной в установленном  порядке, и требованиями настоящего подраздела.

Материал для защитных покрытий должен соответствовать требованиям  разд. 11.

- На подземных газопроводах в пределах поселений следует предусматривать установку контрольно-измерительных пунктов с интервалами между ними не более 200 м, вне территории поселений — не более 500 м, на пахотных землях — устанавливается проектом. Кроме того, установку контрольно-измерительных пунктов следует предусматривать в местах пересечения газопроводов с подземными газопроводами и другими подземными металлическими инженерными сетями (кроме силовых электрокабелей), рельсовыми путями электрофицированного транспорта (при пересечении более двух рельсовых путей — по обе стороны пересечения), при переходе газопроводов через водные преграды шириной более 75 м.