ьне значення тимчасового опору металу труб в залежності від обраного класу міцності;
m - коефіцієнт умов роботи трубопроводу;
k1 - коефіцієнт безпеки за матеріалом;
kн - коефіцієнт надійності.
Для К60 R1н=588 МПа;
Для транспортування природного газу діаметром 1220 мм і більше категорії III магістральних трубопроводів значення коефіцієнта m=0.9;
Для зварних труб з нормалізованої і гарячекатаної низьколегованої сталі, виготовлених двосторонньої електродуговим зварюванням і минулих 100% -ий контроль зварних з'єднань неруйнівними методами k1=1,47.
kн=1,1 (для Dу=1420 мм);
kн=1,05 (для Dу=1220 мм);
Розрахунковий опір для Dу=1220 мм
R1== 342,9 МПа
Розрахунковий опір для Dу=1420 мм
R1== 327,3 МПа
Товщина стінки для Dу=1220 мм
? == 14,34 мм
Приймаємо? =16 мм.
Товщина стінки для Dу=1420 мм
? == 17,46 мм
Приймаємо? =17,5 мм.
Після визначення товщини стінки на ряді ділянок газопроводу необхідно виконати перевірку на міцність виходячи з можливості існування осьових стискаючих напруг. Осьові напруги в трубопроводі, визначають за формулою
(5)
де?- Коефіцієнт лінійного розширення металу труби (для стали?=12? 10-6 1 /? С;
Е - модуль пружності металу (для стали Е=2,06? 105 МПа);
? t - розрахунковий температурний перепад, рівний різниці між температурою укладання трубопроводу і максимальної/мінімальної температурою стінки трубопроводу (приймаємо? t=10? С);
- Коефіцієнт поперечної деформації Пуассона в стадії роботи металу (= 0,3);
Dвн - внутрішній діаметр трубопроводу, мм:
Внутрішній діаметр для Dу=1220 мм
Dвн=Dн - 2 ?? =1220- 2? 16=+1188 мм.
Внутрішній діаметр для Dу=1420 мм
Dвн=Dн - 2 ?? =1420- 2? 18=1384 мм.
Осьові напруги в трубопроводі
Далі перевіряємо міцність підземного трубопроводу по умові:
(6)
де? 2 - коефіцієнт, що враховує двовісне напружений стан металу труб, що приймається при? прN? 0, рівний 1.
Для Dу=1220 мм
, 36 МПа lt; 342,9 МПа
Для Dу=1420 мм
, 02 МПа lt; 327,3 МПа
Умови міцності виконуються
Розрахунок теплофізичних властивостей транспортованого газу.
Таблиця 3 Склад родовища і загальна характеристика компонентів
Склад газаСН4С2Н6С3Н8С4Н10CO2N2Процентное вміст компонентів аi,% 99,00,0280,0070,0030,0630,899Молярная маса компонентів Мi, кг/моль16,0430,0744,0958,1244,0128,02Крітіческая температура Тi, ? К190,68305,75372425,17304,26126,26Крітіческое тиск рi, МПа4,524,884,343,757,283,45
Основними властивостями газу, необхідними для виконання технологічного розрахунку газопроводу, є: щільність, молярна маса, газова постійна, критичні температура і тиск, відносна щільність газу по повітрю. Розрахунок даних параметрів може бути виконаний на підставі норм технологічного проектування [0].
Молярную масу природного газу M, кг/кмоль, обчислюють на основі компонентного складу за формулою
компресорний станція газ теплофізичний
(7)
де хi - концентрація i-го компонента газу, частки од.;
Mi - молярна маса i-го компонента газу
Щільність природного газу, що транспортується по МГ, r, кг/м3, при стандартних умовах (Рс=0,1013 МПа і Тс=293,15 К) обчислюють за формулою:
rc=103 · MPc/R m Tc Zc (8)
де R m=8,31451 кДж/кмоль · К - універсальна газова постійна;
Zс - коефіцієнт стисливості природного газу при стандартних умовах.
Відносну щільність природного газу по повітрю D визначають за формулою
(9)
де rв=1,20445 кг/м3 - щільність повітря при стандартних умовах.
Коефіцієнт стисливості природних газів при тисках до 15 МПа і температурах 250 - 400 К, Z, обчислюють за формулою:
(10)
де,
,
; ,
,
;
Ркрi, Ткрi - критичні значення тиску і температури i-го компонента газової суміші.
Коефіцієнт стисливості природних газів
