разрушение валиков обратной засыпки;
термокарстовые просадки и обводнение (и заболачивание) прилегающей территории;
обнажение участков газопроводов;
потеря устойчивости трубопроводов, их всплытие и искривление в горизонтальной и вертикальной плоскостях.
Отметим, что указанные дефекты, потенциально чреватые ухудшением напряженно-деформированного состояния стенок газопроводов ж появлением недопустимых пластических деформаций металла стенок, развились
2В
|
|
несмотря на практически сплошную балласти -ровку трубопроводов.
В соответствии с результатами натурных исследований Ямбургско-го МГ, проведенных изыскательскими экспедициями Ухвинского филиала ВНИПИспецконструкции, суммарная протяженность открытых участков на каждой из виток МГ составляет 3-7 км (из общей 190-километровой протяженности трассы), а сами эти обнажившиеся участки практически равномерно распределены вдоль трассы. Наиболее интенсивный рост дефектов обратных засыпок, как показывают линейные наблюдения, происходит в первые 2,5 года эксплуатации газопровода. Далее этот процесс и, как следствие, обнажение трубопроводов замедляется.
Из сказанного следует, что при проведении расчетов на ЭВМ продольного температурного поля газа и грунтов основания необходимо учитывать, что реальный уровень залегания газопроводов через несколько лет их
ос
эксплуатации располагается преимущественно выше проектного положения ж что некоторые участки трубопроводов не являются заглубленными.Учет этих факторов в расчетах достигается с помощью коррекции значения температуры грунтов основания на глубине залегания труб и условий теплообмена газопровода с окружающей средой на его обнаженных участках.
По существующей практике до последнего времени гидравлические и тепловые расчеты газопроводов проводятся по раздельный аналитическим зависимостям. Продольные температурные поля газовых потоков рассчи -тывают по формулам типа известной формулы Шухова, включающих в себя усредненные по длине значения давления, скорости, сумм подъемов и спусков вдоль трассы трубопровода, коэффициента сжимаемости, удель -ной теплоемкости и коэффициента Джоуля-Томпсона транспортируемого сухого природного газа. Для существенно неизотермических потоков газа эти приближенные зависимости приводят к погрешностям, значения которых достигают 10$ при определении термогазодинамических параметров системы.
Более строгая и точная постановка задачи определения режимных параметров перекачки газа предполагает использование численного машинного расчета значений этих параметров с полным учетом изменения определяющих показателей вдоль газопровода.
Во ВШИгазе разработаны алгоритм и программа расчетов на ЭВМ продольных распределений давления и температуры транспортируемого газа, использующие стандартную процедуру Рунге-Кутта для решения исходной системы обыкновенных дифференциальных уравнений трубной термогазодинамики относительно функций давления и температуры. Эта система дифференциальных уравнений замнкается широко используемым в газопромысловой технологии термическим уравнением состояния Бенедикта-Вебба-Рубина. Сопоставление результатов расчетов с фактическими режимными показателями действующих газопроводов указывает на высокую точность разработанного метода расчета.
При проведении расчетов принималось, что природный газ транспортируется по газопроводу длиной 190 км и диаметром 1420x18,7 мм под начальным абсолютным давлением 7,45 МПа, а коэффициент гидравличес -кого сопротивления Дарси-Вейсбаха определяется по известной формуле ВШИгаза из ВСН 5I-I-85.
Коэффициент теплопередачи для подземных участков газопровода в расчетах принимался равным 1,74 и 2,2 Вт/м2-К для зимних и летних условий соответственно, а для обнаженных участков, распределенных по предположению равномерно вдоль трассы начального участка и составляющих суммарно 5% от общей протяженности газопровода - 5,8 и 5,2 Вт/м^К соответственно.
30
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.
