Отечественные трубы для магистральных газопроводов

Завод (технические условия)	Dн, мм	S, мм	Основные нормативные характеристики металла	Рисп МПа	Марка стали
σвp	σт	δ, %	а н, мДж/м^2 при температуре, — 40 ^0C
МПа
Челябинский						0,34	7,7	14Г2САФ
трубопрокатный
(ТУ 14-3-109—73)						0,34		14Г2САФ
Волжский трубный		10,5				0,39	6,5	17Г2СФ
(ТУ 14-3-311—74)		10,5				0,39	6,5	17Г1С
Харцызский труб-		14,5				0,39	8,1	17 Г1С-У
ный
(ТУ 14-3-602—77)		15,2				0,39	8,5	17ПС-У
Металлургический		10,6				0,29	6,5	15ГСТЮ
завод им. Ильича
(Жданов)
(ТУ 14-3-499—76)
Харцызский труб-		10,5				0,29	6,5	14ХГС
ный
(ТУ 14-3-109—73)						0,29	6,8	14ХГС

 

Для магистральных газопроводов применяют бесшовные (ГОСТ 8731-74 и ГОСТ 8733-74) и электросварные (ГОСТ 20295-74) трубы диаметром до 800 мм (табл. 2.4.). В строительстве широко используют трубы зарубежной поставки (табл.2.5.).

В связи с разнообразием климатических условий, в которых осуществляют строительство и эксплуатацию магистральных газопроводов, трубы разделяют на две группы: к первой относятся трубы в обычном исполнении, предназна­ченные для прокладки в средних и южных районах с темпе­ратурами: при строительстве от -40 °C и выше, при эксплуатации от 0 °C и выше, ко второй относятся трубы, предназначенные для прокладки в районах с отрицательными температурами (северные районы): при строительстве до -60 °C, при эксплуатации до -20 и -40 °C.

К трубам магистральных газопроводов предъявляются раз­личные требования. Трубы должны иметь сварное соединение, равное по прочности основному металлу трубы. Сварные швы должны быть плотными, без непроваров и трещин (допуски на размеры шлаковых включений и пор устанавливают государст­венные стандарты или технические условия на данный вид труб). Отклонения от номинальных размеров наружных диаметров торцов электросварных труб на длине не менее 200 мм не должны превышать для труб диаметром 800 мм включительно величин, приведенных в ГОСТ 20295-74, а для труб диаметром более 800 мм - ±2 мм.

Овальность концов труб (отношение разности между наиболь­шим и наименьшим диаметрами в одном сечении к номиналь­ному диаметру) не должна превышать 1 %, а кривизна труб - 1,5 мм на 1 м длины. Длина поставляемых заводом спиральношовных труб оговаривается заказом и должна быть не менее 12 м, а труб с продольным швом - не менее 10,5 м.

В металле труб не допускается наличие трещин, плен, рас­слоений, рванин и закатов. Зачистка внешних дефектов труб (кроме трещин) допускается при условии, что толщина стенки труб после зачистки не выходит за пределы допусков.

Сварные швы должны обеспечивать плавный переход от основ­ного металла к шву без острых углов, подрезов и других дефек­тов формирования шва. Усиление наружного шва должно нахо­диться в пределах 0,5 - 2,5 мм для труб с толщиной стенки до 10 мм включительно и 0,5-3 мм для труб с толщиной стенки более 10 мм. Высота усиления внутреннего шва должна быть не ме­нее 0,5 мм.

Концы труб должны быть обрезаны под прямым углом и иметь разделку кромок под сварку. Косина реза для труб диаметром до 800 мм включительно должна соответствовать требованиям ГОСТ 20295-74, а для труб диаметром более 800 мм должна быть не более 2 мм. Основной металл и сварные соединения труб диаметром 1000 мм и более полностью проверяют физи­ческими неразрушающими методами контроля (ультразвуком с последующей расшифровкой дефектных мест рентгеновским просвечиванием), а концы труб длиной 200 мм должны проходить дополнительный рентгеновский контроль

Таблица 2.5.

Трубы для магистральных газопроводов зарубежной поставки

Поставщик (технические условия)	Dн, мм	S, мм	Основные нормативные	ρисπ, МПа
характеристики металла
σвр	σТ	δ, %	а h, мДж/м^2при температуре 40 ^0C
МПа
Япония (ТУ 56-72/73)						0,39
Италия (ТУ 56-48—74 ИТ)		16,5				0,49
		19,5
ФРГ (ТУ 57-72/73)		16,5				0,49
		19,5				0,44
						0,44	9,8
Швеция
(ТУ 52-03/31095-491)						0,34	9,5

Пластическая деформация металла в процессе производства труб должна быть не более 1,2 %.

На заводе-изготовителе каждую трубу в течение 20 с подвер­гают гидравлическому испытанию на давление ри, определяемое по формуле pи = 200sR/Dвн, где R - расчетное напряжение, при­нимаемое равным 90 % минимального нормативного предела теку­чести; dвн — внутренний диаметр трубы.

Завод-изготовитель на поставляемые им трубы выдает серти­фикаты, в которых указывает номинальный размер труб, номер ГОСТа или ТУ, по которым они изготовлены, марку стали, ре­зультаты механических и гидравлических испытаний. На каждую трубу на расстоянии 400-500 мм от одного из концов наносят несмываемой краской марку стали, месяц и год изготовления тру­бы, номинальные размеры по толщине стенки и диаметру, товар­ный знак завода и клеймо OTK, номер трубы, номера плавок, из которых изготовлена труба. При отсутствии сертификатов на трубы их можно использовать лишь после того, как механическими испытаниями образцов, взятых от каждой партии одной плавки или отдельной трубы, и химическим анализом металла будет дока­зано соответствие их требованиям ГОСТа или ТУ.

Для ремонта магистральных газопроводов применяют трубы согласно проекту или равноценные им по назначению в соответ­ствии с требованиями «Инструкции по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности».

На большие расстояния трубы транспортируют водным или же­лезнодорожным транспортом. Места разгрузки (станции назна­чения) выбирают из расчета удобства доставки труб на трассу с минимальными затратами времени. Площадки для складиро­вания труб должны быть ровными или с уклоном не более 5°. Трубы укладывают вплотную труба к трубе в несколько ярусов. Между трубами в первом ярусе через каждые две-три трубы устанавливают специальные треугольные призмы, удержи­вающие трубы от раскатывания. Число предохранительных призм определяется характером площадки, но должно быть не менее двух на длине одной трубы. Такое складирование обеспе­чивает устойчивость штабеля и безопасность работы такелаж­ников.

Для погрузки и выгрузки труб из железнодорожных вагонов и с труботранспортных машин применяют автомобильные и пневмоколесные краны. Для труб диаметром до 700 мм применяют краны грузоподъемностью до 7,5 т, диаметром 720 - 1420 мм грузоподъемностью 10 - 25 т.

Марку плетевоза для транспортировки труб (плетей) рекомен­дуется выбирать в зависимости от дорожных условий. Для грунтовых дорог среднего и плохого качества, дорог с твердым покрытием, грунтовых дорог с высокой несущей способностью, зимних накатанных дорог выбирают КрАЗ-214 или МАЗ-537; при тяжелых дорожных условиях (грунтовые дороги в осенне - зимний период) и слабо заболоченных или сильно заснеженных участках - ЗИЛ-131, УРАЛ-375, КрАЗ-255Б, БАЗ-135, МАЗ-543; при бездорожье (болотистая местность, глубокий снег) - Т-100МБ, Т-180 и другие на гусеничном ходу. Трубы по ледяным переправам можно перевозить только при условии, что полная масса трубовоза не будет превышать массы, которую может вы­держать лед данной толщины.

 

Соединительные детали трубопроводов (СДТ)

Назначение СДТ

Соединительные детали устанавливают в местах поворотов, переходов и разветвлений магистрального газопровода. Они слу­жат для изменения направления газопровода, устройства от­водов, сопряжения одного трубопровода с другим. В качестве сое­динительных деталей применяют отводы, тройники, переходники, днище эллиптические и переходные кольца.

Отвод (колено) - деталь для соединения труб под углом для осуществления поворота газопровода. Трой­ник - деталь с тремя подсоединительными концами для подклю­чения отводов к потребителям газа, лупинга или перемычки. Переходник - деталь для соединения труб различного диаметра. Переходное кольцо - деталь для соединения труб равного диамет­ра с разной толщиной стенок. Днища - для заглуивания концов труб. Фланцы – для разборного соединения концов труб.

Виды соединительных деталей трубопроводов в зависимости от способа изготовления:

· отводы - штампованные крутоизогнутые, штампованные, штампованные с одним швом, штампованные с двумя швами, сварные секционные, гнутые гладкие из трубы путём протяжки в горячем виде;

· тройники - штампованные, штампованные с одним швом, штампованные с двумя швами, сварные, сварные с усиливающими накладками;

· переходники - штампованные, штампосварные.

· днище - штампованные элептические.

· фланцы - кованные, штампованные, сварные

· переходные кольца - катанные, изготовлены из труб.

Соединительные детали по принципу присоединения к газо­проводу делятся на резьбовые, фланцевые и привариваемые встык. При монтаже стального газопровода применяют только детали, привариваемые встык. Это позволяет ускорить монтаж газопро­вода, повысить его надежность, сократить расход металла и упро­стить технологию его изготовления. По способу изготовления де­тали газопровода могут быть сварными и штампосварными (ОСТ 102-54-81-ОСТ 102-62-81). Изготовляют стальные при­варные детали диаметром 426-1420 мм для газопроводов с не­агрессивными и слабоагрессивными средами с условным давле­нием от 1,6 до 10 МПа и температурой стенки от -20 до 150 ºC. В зависимости от категории газопровода для деталей уста­навливают коэффициент условия работы: В - 0,6; I-IV -0,75.

Для магистральных газопроводов применяют следующие дета­ли: отводы крутоизогнутые штампосварные с углами пово­рота 30, 45, 60 и 90° и радиусами изгиба R и равными 1,5 Dy (рис. 2.13.); отводы штампосварные с углами поворота от 3° до 90° и радиусом изгиба, равным 5 Dу; переходы концентри­ческие и эксцентрические (рис. 2.14.); тройники равнопроходные и переходные, штампосварные и сварные (рис. 2.15.); равнопроходные и переходные сварные тройники с усиливающимися накладками; днища эллиптические отбортованные (рис.2.16.).

Детали должны удовлетворять следую­щим требованиям:

Длина сварных тройников (L) должна быть равна не менее чем двум диаметрам ответвления;

Длина ответвления неусиленных свар­ных тройников должна быть не менее половины диаметра ответвления, но не менее 100 мм;

 

Рис. 2.13 Отвод крутоизог­нутый штампосварной с углом поворота 90 ° и радиусом изгиба R_и, рав­ным

Ширина накладки усиленного тройника как на магистрали, так и на ответвлении должна быть не менее 0,4 диаметра ответ­вления, а толщину стенок накладок принимают равной толщине стенки усиливаемого элемента;

Для тройников с отношением диаметра ответвления к диаметру магистрали менее 0,2 накладки не предусматриваются, а при отно­шении менее 0,5 накладки не предусматриваются на ответ­влении;

Длина секторов сварных отводов по внутренней образующей должна быть не менее 0,15 диаметра;

Готовые детали не должны иметь трещин, плен, рванин, рас­слоений;

Неплоскостность торцов допускается 1,5 мм на 1 м диаметра, но не более 2 мм;

Толщина стенок должна определяться расчетом и должна быть не менее 4 мм;

У тройников, усиленных накладками, рас­стояние от накладки до торца должно быть не менее 100 мм.

При изготовлении сварных деталей должна применяться мно­гослойная сварка с обязательной подваркой корня шва деталей диаметром 300 мм и более. После изготовления сварные детали должны быть подвергнуты контролю ультразвуком или рентгеном, а также термообработке для снятия сварочных напряжений и гидравлическому испытанию пробным давлением, равным 1,5 от рабочего давления (Р раб) для деталей, монтируемых на ли­нейной части газопровода с коэффициентом условий работы, равным 0,6 и 1,33 Р раб для деталей с коэффициентом условий работы - 0,75.

Время выдержки под испытательным давлением не менее 10 мин. Деталь признается выдержавшей испытание, если при испы­тании не наблюдается падение давления по манометру, течи, капель и запотевания. Результаты испытания обязательно зано­сятся в паспорт-сертификат.

Разделку кромок детали под сварку ведут в зависимости от толщины ее стенки и разности толщин стенок детали и трубы (рис. 2.14., 2.17., 2.18., 2.19.). Детали с трубой всегда соединяют без переходных колец.

 

Рис. 2.14. Переходы концентрический (а) и эксцентрический (б) Dн, dH — наружные диаметры деталей; si, si/ — толщины стенок деталей

Наружная маркировка СДТ

На каждую соединительную деталь завод выдает паспорт сертификат. Маркировку наносят на наружную поверхность дета­ли ударным способом глубиной до 0,2 мм и размером шрифта не менее 10 мм. Маркировку заключают в рамку, наносимую несмываемой краской. Кроме того, несмываемой краской по тра­фарету шрифтом высотой не менее 50 мм должны быть замаркированы: угол поворота (для отводов), наружный диаметр, услов­ное давление, коэффициент условий работы, марка стали, завод­ской номер.

Рис. 2.15. Тройники равнопроходные (а) и переходные (б)

Рис. 2.16. Днище эллиптическое отборто­ванное

Рис. 2.17. Разделка кромок детали при s до 16 мм:

а — s = si; б — при разности толщины стенок до 0,5 s

 

Рис. 2.18. Разделка кромок детали при s от 16 до 26 мм:

α —s = si; б — при разности толщины стенок до 0,5

Рис. 2.19. Разделка кромок детали при s от 16 до 26 мм и при разности толщины стенок более 0,5

Размер В зависит от толщины стенки присоеди­няемой трубы:

s, мм - 16-19 19-21,5 21,5-26

В,мм - 7 8 10

Кривые вставки могут также набираться из нескольких дета­лей, иногда чередованием унифицированных сегментов с прямо­линейными вставками из цельных длинномерных труб длиной 4-12 м. Вид и число их определяется радиусом кривизны и диаметром газопровода. Набор кривых вставок из сварных унифицированных сегментов в сочетании с прямолинейными встав­ками дает возможность выполнять при монтажных работах только стандартные прямые стыки. Радиусы изгиба кривых вставок вы­бирают из условия обеспечения беспрепятственного пропуска очистных поршней по газопроводу и прохождения по поверхности кривой вставки очистных и изоляционных механизмов при строительстве и ремонте газопровода.

 

Вопросы для контроля.

1. Что такое охранная зона МГ?

2. Из чего состоит МГ?

3. Из чего состоит линейная часть МГ?

4. Какие способы прокладки магистральных газопроводов Вы знаете?

5. Какой должен быть угол пересечения газопровода с железными и автомобильными дорогами?

6. От чего зависит радиусы изгиба газопровода?

7. Что означает условный диаметр (Dy) трубы?

8. Для чего необходимы СДТ?

 

Сооружения на МГ

2.6.1. Станция комплексной подготовки газа

На головном сооружении осуществляется комплексная подготовка газа (КПГ) к дальнейшей транспортировке. КПГ включает:

1. Очистка газа от механических примесей («мокрое» улавливание пыли масляными пылеуловителями, «сухое» отделение пыли циклонными пылеуловителями);

2. Осушка газа от капельной влаги и водяных паров методами: низкотемпературной сепарации, абсорбции, адсорбции;

3. Очистка газа от кислых компонентов (сероводорода H₂S и углекислого газа CO₂) осуществляется методами абсорбции и адсорбции. Абсорбционная осушка газа заключается в способности некоторых жидкостей – абсорбентов поглощать определённые компоненты газового потока. В качестве жидких поглотителей выступают этиленгликоли: диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ). Поглощаемые компоненты: газообразная влага, высококипящие углеводороды, кислые компоненты природного газа.

Адсорбционная осушка основана на поглощении паров влаги из газа твёрдыми поглотителями – адсорбентами. Адсорбентами являются: силикагель, цеолит, окись алюминия.

Наличие в газе механических примесей вызывает изнашивание затворов запорных устройств, что приводит к утере ими герметичности при закрытии, к изнашиванию (утоньшению стенок) самого газопровода, к выходу из строя регулирующих приборов, замерных сужающих устройств, а также к повышению вероятности самовозгорания при утечке в соединениях либо порыве газопровода. Наличие влаги приводит к образованию гидратов, сужению проходного сечения или полной закупорке газопровода. Поэтому головные сооружения, осуществляя первичную подготовку газа надлежащего качества, играют очень важную роль в обеспечении безаварийной эксплуатации МГ.

 

Компрессорные станции

 

Рис. 2.20. Схема компрессорной станции

 

На компрессорных станциях, как правило, строят камеры запуска и приёма очистного устройства (поршня) (рис. 2.20.). Для очистки газа от жидких механических примесей используются циклонные пылеуловители или газосепараторы (1). Охлаждение (2) может быть воздушным либо водяным. Чаще всего водяное охлаждение применяют на поршневых КС и используют систему радиаторов. При воздушном охлаждении газа используют мощные вентиляторы с диаметром лопастей до 5 метров (АВО - аппараты воздушного охлаждения). Охлаждать газ необходимо для снижения его вязкости, сохранения прочности соприкасающегося с трубой грунта (при прокладки МГ в условиях вечной мерзлоты, а также при эксплуатации в зимний период)сохранения качества изоляции.

На компрессорной станции осуществляются следующие технологические процессы:

· очистка газа от жидких и механических примесей;

· сжатие (компримирование) газа;

· охлаждение после сжатия;

· измерение и контроль технологических параметров;

· управление режимом газопровода путем изменения подаваемого количества газа и режимов работы ГПА

По назначению КС делятся на:

· головные;

· линейные;

· дожимные.

По типу газоперекачивающих агрегатов (ГПА) КС подразделяются на:

· газотурбинные;

· электроприводные;

· поршневые (в том числе мобильные).

Поршневые ГПА используются, в основном, на автомобильных газонаполнительных КС (АГНКС), станциях сжижения газа, а также для закачки газа в ПХГ.

Газотурбинные и электроприводные ГПА используются на магистральных газопроводах. Современные отечественные газотурбинные ГПА, как правило, изготавливаются на базе авиационных турбореактивных установок (Ту-154, Ил-62), развивают мощность в десятки тысяч киловатт (до 25 000 кВт), имеют КПД на уровне 30-35%, степень сжатия 15-25, температуру газа на выходе (до охлаждения) 420-470 °С.

Марки некоторых отечественных газотурбинных ГПА:

НК-12 СТ, НК-16 СТ, ДР-59 (второе и третье поколение);

Д-336, ДГ-90, ДН-80 (четвёртое поколение);

АЛ-41Ф, ГТД-4РМ и ГТУ-25П (пятое поколение).

На магистральном газопроводе, пролегающем в северных районах страны, строят станции охлаждения газа (СОГ). Дело в том, что АВО компрессорных станций оказывается недостаточно для охлаждения газа до требуемой температуры. Поэтому во избежание таяния грунта и для улучшения транспортировки газа его охлаждают дополнительно. На СОГ для этого используют различные криогенные установки.

 

Подземные хранилища газа (ПХГ)

ПХГ бывают искусственного и естественного происхождения. К первым относятся выработанные угольные, солевые и др. шахты. Их доля в общем объёме ПХГ невелика. Самыми распространёнными являются ПХГ естественного происхождения: истощённые нефтяные и газовые месторождения (рис.2.21.), водоносные пласты. Затраты на их эксплуатацию невелики, так как резервуары для хранения газа созданы самой природой. ПХГ размещаются на газопроводе - отводе от МГ.

 

 

Рис.2.21. Подземное газохранилище естественного происхождения

В летний период закачка газа в ПХГ осуществляется мобильными компрессорами (МК), например, на базе а/м «Урал». Максимальное создаваемое давление -150 кгс/см². Перед компримированием газ проходит очистку в пылеуловителе. После компрессора газ очищается от масла в сепараторе и охлаждается, а затем поступает на газораспределительный пункт (ГРП), где распределяется по скважинам ПХГ. В зимний период газ из скважин поступает в ГРП, где редуцируется (дросселирует), затем проходит очистку, осушку, учёт и возвращается в МГ. При недостаточном давлении газ может дополнительно подвергаться компримированию.

 

Электрохимическая защита

Для защиты газопроводов от коррозии применяют пассивные и активные средства. К пассивной защите относят различные покрытия (жидкие грунтовки и защитные плёнки), которые наносят на поверхность трубопровода. К активным средствам относят электродренажную, катодную и протекторную защиты.

Электродренажная защита (ЭДЗ). Под электрифицированными железными дорогами и трамвайными путями, вследствие несовершенства изоляции, рельсы – грунт, тяговый ток может попадать в землю (т.е. блуждающие токи). В местах пересечения с подземным газопроводом такие блуждающие грунтовые токи могут в разы увеличить его скорость коррозии. В месте пересечения МГ с электрифицированной железной дорогой к СДЗ приваривают стальную арматуру, второй конец которой выводят либо на рельс железной дороги (чаще всего), либо непосредственно на минусовую шину тяговой подстанции, если она расположена рядом. Арматура, в этом случае, является дренажом, т.е. линией, по которой блуждающие токи из газопровода отводятся не в грунт, а в рельс или шину.

Катодная защита - основное средство активной защиты газопровода от коррозии. Отличие катодной защиты от протекторной заключается в том, что на газопроводе и защитном протекторе создаётся дополнительный электрический потенциал от внешнего источника: положительный потенциал подаётся на протектор (он в этом случае называется «жертвенным анодом»), отрицательный - на газопровод. В результате протекания защитного тока с протектора на газопровод разрушению подвергается жертвенный анод, потеря его массы составляет 3-4 кг в год. Катодная защита осуществляется с помощью станций катодной защиты СКЗ, состоящей из понижающего трансформатора и выпрямителя.

Протекторная защита по принципу действия аналогична катодной защите. Иногда ее называют катодной защитой гальваническими анодами. При протекторной защите ток создается крупным гальваническим элементом, в котором роль катода играет металлическая поверхность защищаемого сооружения, а роль анода - более электроотрицательный металл (протектор).