Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Газонефтепроводы

СОДЕРЖАНИЕ:

Введение Характеристика местности Исходные данные	2 5 7
1.Расчет трубопровода	8
1.1.Механический расчет	8
1.2.Технологический расчет	13
1.3.Теплотехнический расчет	19
1.4.Расчет катодной защиты	21
2.Технология укладки труб в подводную траншею	27
3.Охрана труда и требования безопасности при обслуживании линейной части магистрального нефтепровода	30
4.Охрана окружающей среды	1
5.Приложения	1
6.Список использованной литературы	1

ВВЕДЕНИЕ

Нефть — это взрывчатый материал. Где бы она ни была найдена, куда бы она ни направлялась, она не только приводит в движение механизмы промышленности и транспорта, но является также той искрой, от которой разгораются многие большие пожары. Одно дело использовать нефть в мирных целях, другое дело — превращать ее в средство наживы; последнее обычно вызывает волнения в странах и беспокойство во всем мире. Не мешает напомнить, что нефть играла основную роль в интервенции в Советскую Россию и тормозила признание СССР; нефть была истинной причиной гражданской войны в Мексике; нефть служила помехой эффективным санкциям против Муссолини; нефть в свое время дала возможность Японии победить Китай, а также вести войну против союзников. В настоящее время нефть не только следует по пятам международных событий. Она фигурирует во всех спорах и волнениях, связанных со Средним и Дальним Востоком, она является одним из арбитров в балканской политике, она играет особую роль в странах Латинской Америки и влияет на внутреннюю и внешнюю политику США. Если XIX столетие было веком угля, то XX столетие является преимущественно веком нефти. Нефть добывают лишь в немногих странах, но во всех странах в каждой развитой отрасли промышленности она является основным продуктом, одним из наиболее важных и эффективных видов современного топлива. Сухопутный и морской транспорт, промышленность и сельское хозяйство, не говоря уже об авиации, полностью или частично приводятся в движение при помощи нефти. Из незначительной отрасли промышленности нефтяная индустрия превратилась в одну из самых развитых и сложных отраслей экономики; ее щупальца проникают во все уголки земного шара. Нефтяные операции, требующие крупных капиталовложений и сопряженные с большим риском, являются в то же время чрезвычайно прибыльным предприятием, дающим простор спекуляциям. Во всех странах, за исключением Советского Союза, господствуют крупнейшие нефтяные монополии. Ни в одной из отраслей промышленности не наблюдается такого неослабного стремления монополий к экспансии, как в нефтяной. Объяснение этому найти нетрудно. С тех пор как нефть стала коммерческим продуктом, она явилась предметом активной спекуляции как на внешних, так и на внутренних рынках. В настоящее время добыча нефти и ее запасы в колониальных и полуколониальных странах приобрели наибольшее значение. Даже Соединенные Штаты Америки, являющиеся крупнейшим производителем и потребителем нефтепродуктов, всегда устремлялись в поисках нефти за пределы своих границ, для того чтобы не дать возможности другим странам разрабатывать нефтяные источники. Великобритания как крупная промышленная и морская держава, занимающая третье место среди мировых потребителей нефтепродуктов, полностью зависит от импорта нефти. Английские нефтяные компании развивают свою деятельность только в «тех местах, о которых мы знаем очень мало», где, как правило, нефть является главным источником богатства страны и где владение ею означает политическую власть. Коммерческие интересы нефтяной империи издавна оказывают влияние на стратегию и внешнюю политику Англии в такой же мере, как и Соединенных Штатов. Широко распространенное и обоснованное мнение о том, что за многими высокопарными фразами о принципах внешней политики скрываются интересы нефтяных компаний, является признанием экономического значения и ведущей роли нефти как в мирный период, так и во время войны. Об американской нефтяной промышленности, крупнейшей из основных отраслей США, написано довольно много. Поскольку владельцы нефтяной промышленности всегда имели своего представителя в составе правительства, тесная взаимосвязь между нефтью и политикой США не подлежит никакому сомнению. Эта связь стала своего рода незаконным браком, причем обе стороны даже не всегда считают нужным скрывать его. В июле 1946 г. Гарольд Икес — министр внутренних дел, руководивший нефтяной промышленностью в период войны, заявил, что нефтяная промышленность «фактически может диктовать свои условия конгрессу» и что «настало время решить вопрос о том, не управляет ли нефтяная промышленность страной в своих собственных интересах». Гораздо труднее получить информацию о проникновении нефтяных монополий в другие страны. Автор данной книги надеется хотя бы отчасти восполнить имеющийся пробел, но не претендует на исчерпывающее изучение проблемы даже в этой ограниченной области. Тем не менее его книга может привлечь внимание к движущей силе политики на Среднем Востоке и в Индонезии, может приподнять краешек завесы и показать людей, которые направляют эту политику в своих интересах, маскируя ее истинные цели потоком пышных фраз, произнесенных на последних сессиях Организации Объединенных наций. О Среднем Востоке и Индонезии можно сказать многое. К сожалению, чиновники министерства иностранных дел и корреспонденты на местах проявляют активность только в тех случаях, когда имеет место реальная угроза ущемления интересов британского или американского капитала в области политики или торговли, и в том случае, когда представляется возможность сделать предметом обсуждения Советский Союз и социализм. Корреспонденты, находящиеся в странах Среднего Востока, с присущим им знанием деталей могли бы написать о том, что только 2% населения Ирана проходит курс обучения грамоте или что свыше 90% всей земли принадлежит помещикам и церкви. Они могли бы подтвердить, что многих, если не большинство, представителей местной аристократии можно подкупить при помощи нефти и что к их числу принадлежат те, которые пользуются симпатией и поддержкой англичан, между тем как Советский Союз, как ни странно для этих корреспондентов, стремится установить дружеские отношения с угнетенными рабочими и крестьянами Ирана. Хотя эти корреспонденты знают о бедности и неграмотности населения Индонезии так же хорошо, как и о положении населения стран Среднего Востока, хотя они знают о коррупции и пороках эксплуататоров, они не станут писать об этом. Им было бы легче всего нарисовать, на основе их собственных наблюдений, правдивую картину, в сравнении с которой побледнели бы все фантастические измышления о странах Восточной Европы. Но они никогда не поддадутся такому искушению. Английский журналист, аккредитованный в колониальных или зависимых странах, проявляет сдержанность человека, состоящего на государственной службе или даже занимающего полу дипломатический пост. Можно утверждать, что информацию о странах Среднего Востока и Индонезии получить настолько трудно, как если бы они были отделены от всех почти непроницаемым железным занавесом. Этого как раз нельзя сказать о европейских странах, расположенных восточнее Одера: несмотря на утверждения о невозможности узнать что-либо об условиях, существующих по другую сторону «линии Черчилля», там легко удается получить как дружественную, так и враждебную информацию. Если окажется, что этот обзор о значении нефти в политике страдает погрешностями (помимо тех, которые могут быть отнесены за счет недостаточной компетентности автора), то претензии должны быть адресованы прессе, а в первую очередь — почтенным директорам нефтяных компаний, которые, очевидно, знают, что молчание — золото, а речь равносильна самоубийству.

Характеристика местности. Караганда.

Свое название Карганда получила от кустарника Караганда с мелкими желтыми цветками, который произрастает в этой местности. С 1932 года город называется Караганда. Город возник в 1932 году на базе одного из крупнейших в Казахстане и мире каменноугольного бассейна. Главная специализация Караганды - добыча каменного коксующегося угля, с которой связаны все отрасли тяжелой промышленности города. Административный центр с 1936 года Карагандинской области. Находится в центральной части Сарыарки. Название местности Караганда стало известно в 1833, когда пастух казах Аппак Байжанов обнаружил в урочище Караганды каменный уголь. В 1856 бай И.Утепов продал месторождение русскому купцу Н.Ушакову, который перепродал его французскому концессионеру Карно. В 1907 месторождение перешло в собственность английских концессионеров. После Великой Октябрьской социалистической Революции карагандинские копи были национализированы. Началось планомерное научное изучение и освоение Карагандинского углей бассейна. С 1920 проводились разведывательно-геологические работы. Второй по числу жителей и один из ведущих промышленных центров государства. Город возник в 1931 году на базе одного из крупнейших в Казахстане и мире каменноугольного бассейна. Главная специализация Караганды – добыча каменного коксующегося угля, с которой связаны все отрасли тяжелой промышленности города. В городе развита швейная и трикотажная промышленность, производство строительных материалов; из предприятий пищевой промышленности наиболее крупные – мясокомбинат, мелькомбинат, хлебозаводы и кондитерская фабрика. Караганда значительный транспортный узел. К городу подходит ряд важных железных и автомобильных дорог республиканского и областного значения. Административный центр с 1936 года Карагандинской области. Находится в центральной части Сарыарки. Площадь 451 км.кв. По численности населения (633,3 тыс. чел. на 1.11987) занимает 2-е место в Казахстане после г. Алматы. Делится на 5 горных административных районов (Ленинский, Кировский» Советский, Октябрьский и Железнодорожный). Название местности Караганда стало известно в 1833, когда пастух казах Аппак Байжанов обнаружил в урочище Караганды каменный уголь. В 1907 месторождение перешло в собственность английских концессионеров. После Великой Октябрьской социалистической Революции карагандинские копи были национализированы. Началось планомерное научное изучение и освоение Карагандинского углей бассейна. С 1920 проводились разведывательно-геологические работы. Численность населения области составляет 1381,8 тыс. человек. Область содержит 9 сельских районов, 11 городов, из которых 9 областного подчинения – Караганда, Балхаш, Жезказган, Каражал, Приозерск, Сарань, Сатпаев, Темиртау, Шахтинск, 2 города районного подчинения – Абай, Каркаралинск, 39 поселков, 168 аульных округов. Область получила широкое промышленное развитие, благодаря начавшимся разработкам и добыче полезных ископаемых – основного богатства региона. Главная специализация Караганды – добыча каменного коксующегося угля, с которой связаны все отрасли тяжелой промышленности города. В городе развита швейная и трикотажная промышленность, производство строительных материалов; из предприятий пищевой промышленности наиболее крупные – мясокомбинат, мелькомбинат, хлебозаводы и кондитерская фабрика. Караганда значительный транспортный узел. К городу подходит ряд важных железных и автомобильных дорог республиканского и областного значения. Административный центр с 1936 года Карагандинской области. Находится в центральной части Сарыарки. Площадь 451 км .кв. По численности населения (633,3 тыс. чел. на 1.11987) занимает 2-е место в Казахстане после г. Алматы. Делится на 5 горных административных районов (Ленинский, Кировский» Советский, Октябрьский и Железнодорожный). Название местности Караганда стало известно в 1833, когда пастух казах Аппак Байжанов обнаружил в урочище Караганды каменный уголь. В 1856 бай И. Утепов продал месторождение русскому купцу Н. Ушакову, который перепродал его французскому концессионеру Карно. В 1907 месторождение перешло в собственность английских концессионеров. После Великой Октябрьской социалистической Революции карагандинские копи были национализированы. Началось планомерное научное изучение и освоение Карагандинского углей бассейна. С 1920 проводились разведывательно-геологические работы. Область получила широкое промышленное развитие, благодаря начавшимся разработкам и добыче полезных ископаемых – основного богатства региона. В области находятся 9 сельских районов, 11 городов, из которых 9 областного подчинения – Караганда, Балхаш, Жезказган, Каражал, Приозерск, Сарань, Сатпаев, Темиртау, Шахтинск, 2 города районного подчинения – Абай, Каркаралинск, 39 поселков, 168 аульных округов. Область получила широкое промышленное развитие, благодаря начавшимся разработкам и добыче полезных ископаемых – основного богатства региона.

Исходные данные:

D_н – наружный диаметр трубопровода (820 мм);

Y – расстояние анодного заземлителя до защищаемого трубопровода (420 м);

Q – годовая производительность (18 млн.т/год);

t_н– начальная температура грунта (55 ºC);

t_к– конечная температура грунта (35ºС);

P_гр– сопротивление грунта (25 Омм);

t_гр - температура грунта (9 ºС);

Р_р- рабочее давление (5,65 МПа);

L – длина трубопровода (510 км);

ν – вязкость нефтепродукта (1,4410^-4 м²/с);

ρ – плотность нефти (848 кг/м³);

АК-1 – марка электрода;

8ГБЮ – марка трубы, Выксунский завод;

Карагандинская область.

1. РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДА.

1.1. Механический расчёт

Целью механического расчёта является расчёт магистрального нефтепровода на прочность, т.е. определение толщины стенки труб, напряжений, действующих в трубопроводе и его проверки. Для сооружения магистрального нефтепровода используются трубы марки – 8ГБЮ, контролируемой прокатки, изготовленные на Выксунском трубном заводе.

Определяем расчётное сопротивление металла труб для I и II категории:

Определяем расчётное сопротивление металла труб для III и IV категории:

где:

- нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металлы трубы, принимается из таблицы зависимости от марки стали трубы,;

-коэффициент условий работы трубопровода, по приложению:

=0,75 для трубопроводов I и II категории, по приложению №2;

=0,9 для трубопроводов III и IV категории, по приложению №2.

– коэффициент надежности по материалу, по приложению №3:

=1,4 – для стали 8ГБЮ, Выксунский трубный завод;

- коэффициент по назначению, зависящий от диаметра трубопровода,

для нефтепроводов диаметром 820 мм;=1, по приложению №4;

Определяем расчетную толщину стенки трубы для I и II категории: 9,1 мм

Определяем расчётную толщину стенки трубы для III и IV категории:

где:

- коэффициент надежности по нагрузке = 1,1 по приложению №5;

Р – рабочее давление (по заданию), МПа;

- расчётное сопротивление металла труб, МПа;

- наружный диаметр трубы (по заданию), мм

Определяем продольное осевое сжимающее напряжение :

где:

Физические характеристики стали по приложению №7:

=коэффициент линейного расширения, α=1,2 , 1/°С

Е=- модуль упругости материала трубы 2 , Мпа;

=коэффициент поперечной деформации Пуассона в стадии работы металла 0,3

= температура наружного воздуха при укладки трубопровода, принимаем = 20°C

- температура грунта (по заданию),°C

- внутренний диаметр, мм:

Определяем внутренний диаметр для I и II категории:

= 820 - 2= 801,8 мм

Определяем внутренний диаметр для III и IV категории:

Определяем продольное осевое сжимающее напряжение для I и II категории:

Определяем продольное осевое сжимающее напряжение для III и IV категории:

Определяем коэффициент, учитывающий 2х-осное напряжение состояния труб для I и II категории:

(6)

Определяем коэффициент учитывающий 2х-осное напряжение состояния труб для III и IV категории:

Определяем толщину стенки с учетом продольных осевых сжимающих напряжений для I и II категории:

Определяем толщину стенки с учетом продольных осевых сжимающих напряжений для III и IV категории:

К расчету принимаем минимальную толщину стенки, которая равна 9 мм.

1.2.Расчёт нагрузок на трубу.

Определяем собственный вес трубопровода, учитывающий в расчетах как вес единицы длины трубопровода:

где:

-коэффициент надежности по нагрузке n= 1,1; по приложению № 5;

F -площадь поперечного сечения трубы, м²;

Для того, чтобы определить площадь поперечного сечения трубы, необходимо рассчитать внутренний диаметр трубы:

Определяем площадь поперечного сечения трубы:

–удельный вес стали, (=78500 H/м³);

Определяем собственный вес трубопровода, учитывающий в расчетах как вес единицы длины трубопровода:

Определяем нагрузку от веса перекачиваемого продукта на единицу длины трубопровода:

где:

n – коэффициент надежности по нагрузке n=1, по приложению №5;

нормативная нагрузка от веса продукта, Н/м;

– плотность транспортируемой нефти(по заданию), кг/м³;

g– ускорение свободного падения, g=9,81 м/с;

D_вн – внутренний диаметр, м.

Определяем напряжение от упругого изгиба, создаваемое за счет упругого изгиба при поворотах оси трубопровода:

где:

Е = модуль упругости материала трубы 2 , МПа;

R - радиус упругого изгиба, оси трубопровода, мм;

= 800 = 800 0,82 = 656 м;

D_н – наружный диаметр, м;

Трубопровод, уложенный в грунт, находится под воздействием внешних сил. Эти силы вызывают сложные напряжения в теле трубы и стыковых соединениях. В результате действия внутреннего давления в теле трубы возникают следующие напряжения:

Радиальные;
Кольцевые;
Продольные;

Радиальное напряжение обусловлено внутренним давлением, с которым равно по величине и противоположено по направлению:

= -5,65 МПа

Для определения кольцевых напряжений возникающих в трубе под действующими внутренними и внешними давлениями воспользоваться формулой:

n – коэффициент надежности по нагрузке, принимаем n=1,1,по приложению №5;

Р – рабочее давление (по заданию), МПа;

– толщина стенки трубопровода (по механическому расчету), м.

Продольные напряжения, возникающие от внутреннего давления, определяются по формуле:

где:

Физические характеристики стали по приложению №7:

=коэффициент линейного расширения, α = 1,2 , 1/°С

Е=- модуль упругости материала трубы 2 , МПа;

=коэффициент поперечной деформации Пуассона в стадии работы металла 0,3

– температура наружного воздуха при укладки трубопровода = 20°

- температура грунта (по заданию),°C

n – коэффициент надежности по нагрузке,n=1,1 по приложению №5;

Р – рабочее давление (по заданию), МПа;

– толщина стенки трубопровода (по механическому расчету), мм

D_вн– внутренний диаметр, м.

Большие продольные напряжения возникают в трубе при её изгибе, который является следствием неравномерности рельефа и определяется по формуле:

Е=модуль упругости материала трубы 2 МПа, по приложению №7;

D_н – наружный диаметр, мм;

- радиус изгиба трубы, = 656 мм;

При эксплуатации нефтепровода, совместные действия внутреннего давления могут вызывать гораздо большое суммарное напряжения, при укладке трубы, чем в момент испытания. Уязвимыми в трубопроводе являются сварные швы. Прочность поперечных сварных швов и наиболее тяжелый период эксплуатации проверяем из условия, что суммарная продольная нагрузка должна быть меньше расчётного сопротивления трубы:

-5,65+55,4+131,25 273,2

181 МПа < 273,2 МПа

1.2.Технологический расчёт.

Цель технологического расчета заключается в решении следующих основных вопросов: определение диаметра, подбор насосного оборудования, расчет режимов эксплуатации трубопроводов, определение температурных напряжений.

Расчётная часовая подача нефти по магистральному нефтепроводу равна отношению годовой пропускной способности к числу рабочих дней (принимаем по таблице в зависимости от диаметра и протяженности трубопровода):

где:

- годовая производительность (по заданию) т/м³;

-плотность нефти (по заданию) кг/м³);

-число рабочих дней – 354.

Определяем секундную подачу:

где:

- часовая подача нефти, м³/ч

Определяем фактическую скорость течения жидкости:

где:

- секундная подача нефти, м³/с;

- внутренний диаметр, мм.

Подбираем необходимую марку насоса по часовой подаче. Выбираем магистральный насос - НМ 2500-230 и по выбранному насосу выбираем номинальную производительность.

Отклонения составят:

где:

- номинальная производительность насоса, м³/ч;

- часовая подача, м³/ч;

Определяем количество основных насосов:

Количество основных насосов -3 , резервных насосов – 1.

Марка основного насоса – НМ 2500-230;

Р- рабочее давление (по заданию), МПа;

-номинальный напор насоса, принимаем Q-H диаграмме 225 м – верхний ротор.

Подбираем необходимую марку насоса по часовой подаче.Выбираем подпорный насос – НПВ 2500-80.

Определяем количество подпорных насосов:

Количество подпорных насосов-1, резервных насосов-1.

Марка подпорного насоса - НПВ 2500-80

где:

- часовая подача насоса м³;

- номинальная производительность насоса, м³/ч;

Определяем необходимую мощность привода основного насоса:

Определяем необходимую мощность привода подпорного насоса:

где:

- часовая подача насоса, м³/ч;

Н – напор насоса по диаграмме ;

- полный КПД насоса принимаемый по Q-Hдиаграмме;

- плотность, перекачиваемой нефти(по заданию),кг/м³;

g- скорость свободного падения, принимаем g= 9,81 м/с

Определяем мощность электродвигателя насосов с учётом коэффициента запаса и КПД электродвигателя

Для основных:

Для подпорных:

где:
-коэффициент запаса, ;

- мощность привода насоса, кВт

- КПД электродвигателя насоса,

Определяем общую мощность приводов насосов:

Определяем общую мощность электродвигателя насосов:

где:

- мощность привода насоса, кВт;

- мощность электродвигателя основного насоса, кВт;

- количество основных насосов, шт;

- количество подпорных насосов, шт.

1.2.1.Гидравлический расчёт.

Целью гидравлического расчёта является определение потерь напора, при перемещении жидкости по трубопроводу, и количества перекачивающих станций.

Режим движения жидкости в нефтепроводе определяется по рассчитанному внутреннему диаметру и секундной подаче нефти:

где:

- секундная подача нефти, м³/с;

- внутренний диаметр, мм.

Определяем параметр Рейнольдса:

При режиме - в трубопроводе наблюдается ламинарный режим движения жидкости.

При режиме - ламинарный режим жидкости переходит в турбулентный режим движения жидкости.

это означает, что в трубопроводе наблюдается турбулентный режим движения жидкости.

Определяем зону относительной шероховатости:

Где:

е – относительная шероховатость труб, е=0,1, е=

и - радиус и диаметр трубы, мм.

Определяем гидравлический коэффициент сопротивления по формуле Блазиуса:

где:

Re- режим движения жидкости.

Определяем гидравлический уклон:

где:

- внутренний диаметр, м

U- скорость течения жидкости, м/с;

g- скорость свободного падения, принимаем g= 9,81 м/с;

λ- коэффициент гидравлического сопротивления.

Определяем потери напора в трубопроводе:

где:

- общая протяженность нефтепровода =510 км -510000 м;

- гидравлический уклон, м.

Определяем потери напора местных сопротивлений:

где:

потери напора на местные соротивления, м.

Определяем общую потерю напора с учётом перепадов высот:

где:

20 м – необходимый напор перед станцией, м;

перепад геодезических высот, = 100м.

Определяем количество перекачивающих насосных станций:

- напор, создаваемый станцией;

- необходимый кавитационный запас = 40 м

Для этого необходимо определить напор создаваемый станцией:

где:

- количество основных насосов, шт;

- мощность привода насоса, кВт.

Определяем количество перекачивающих насосных станций:

Определяем расстояние между станциями:

где:

- общая протяженность трубопровода, км;

- количество перекачивающих насосных станций, шт.

1.3.Теплотехнический расчёт

Целью теплотехнического расчёта является:

Определение температурного режима по длине трубопровода;
Определение расстояния между подогревными станциями при перекачке высоковязких и застывающих нефтей;
Регулирование режима перекачки по трубопроводу;

Температура в любой точке нефтепровода определяется по формуле В.Г.Шухова:

где:

- температура нефтепродукта в сечении трубопровода на расстоянии х отначального пункта

- температура грунта (по заданию);

t_н- начальная температура продукта, ;

t_к - конечная температура продукта, ;

- натуральное число = 2,718;

К- коэффициент теплопередачи, принимаем К= 4,66;

С_р- теплоемкость при постоянном режиме, кДж/кгК

Для определения теплоемкости необходимо вычислить среднюю температуру нефтепровода:

t_н- начальная температура продукта, ;

t_к - конечная температура продукта, .

Определяем теплоемкость при постоянном режиме:

где:

- плотность нефтепродукта по заданию, кг/ м³;

- средняя температура нефтепродукта, К.

Определяем расстояние между тепловыми станциями:

где:

С_р- теплоемкость при постоянном режиме, кДж/кгК

- плотность нефтепродукта по заданию, кг/ м³;

- секундная подача нефти, м³/с;

- внутренний диаметр, мм.

Определяем количество тепловых станций:

где:

- общая протяженность трубопровода, км;

- расстояние между тепловыми станциями, км.

1.4. Расчет катодной защиты.

При защите от коррозии используют территориальное разделение анодного и катодного процессов. Трубопроводу подключают источник тока с дополнительным электродом заземлителем, с помощью которого накладывают на трубопровод внешний постоянный ток. В этом случае анодный процесс происходит на дополнительном электроде заземлителе. Катодная поляризация подземных трубопроводов осуществляется с помощью наложения электрического поля от внешнего источника постоянного тока. Отрицательный полюс источника постоянного тока подключается к защищенной конструкции, при этом трубопровод является катодом по отношению к грунту, искусственно созданный анодный заземлитель к положительному полюсу.

1. Переходное сопротивление трубопровод-грунт к концу нормативного срока эксплуатации установок катодной защиты:

где: _. - начальное переходное сопротивление трубопровод-грунт, принимается равным 10 000 Ом·м²;

β – показатель скорости старения покрытия, принимает значения 0,116-0,133 1/год; для ориентировочных расчетов β следует принимать равным 0,125 1/год;– нормативный срок эксплуатации устройств катодной защиты;

где: σ₁ – норма амортизационных отчислений, идущая на полное восстановление основных фондов, принимается равной 10,5%/год.

2. Среднее значение переходного сопротивления трубопровод-грунт:

где: - начальное переходное сопротивление трубопровод-грунт, принимается равным 10 000 Ом·м²;

Сопротивление изоляции трубопровода на единице длины к концу

нормативного срока эксплуатации устройств катодной защиты:

где: Переходное сопротивление трубопровод-грунт;

D_н – наружный диаметр трубопровода, (м), (по заданию).

4.среднее сопротивление изоляции трубопровода на единице длины

где: D_н – наружный диаметр трубопровода, (м), (по заданию);

Среднее значение переходного сопротивления трубопровод-грунт(Ом·м²).

5. Продольное сопротивление единицы длины трубопровода:

где: δ_н – толщина стенки трубопровода, (м);

ρ_ст – удельное электрическое сопротивление трубной стали; если марка неизвестна, то ρ_ст = 0,245 ^. 10^-6Ом·мм²/м;

D_н – наружный диаметр трубопровода, м (по заданию)

6. Входное сопротивление трубопровода, среднее за нормативный срок эксплуатации катодной установки:

где:Продольное сопротивление единицы длины трубопровода (; среднее сопротивление изоляции трубопровода на единице длинык концу нормативного срока (

где: Продольное сопротивление единицы длины трубопровода (; Сопротивление изоляции трубопровода (

7. Постоянная распределения потенциалов и токов вдоль трубопровода к концу нормативного срока эксплуатации катодных установок:

Продольное сопротивление единицы длины трубопровода (; Сопротивление изоляции трубопровода (

8. Максимальный E_max и минимальный E_min наложенные защитные потенциалы:

где: E_maxp и E_minp – максимальный и минимальный расчетные защитные потенциалы, равные соответственно -1,1 и -0,85 В;

E_ест – естественный потенциал трубопровода по отношению к медносульфатному электроду сравнения, равный - 0,55 В.

9. Задавшись удалением анодного заземления у от магистрального трубопровода, определяем:

а) коэффициент, учитывающий влияние смежной станции катодной защиты (СКЗ):

где: Максимальный E_max и минимальный E_min наложенные защитные потенциалы:

Продольное сопротивление единицы длины трубопровода к концу

нормативного срока (Ом);

ρ_гр – удельное сопротивление грунта (Омм), (по заданию);

у - расстояние от анодного заземления до МТ(м), (по заданию);

б) протяженность зоны защиты трубопровода одной СКЗ к концу нормативного срока эксплуатации катодных установок:

где: Максимальный E_max и минимальный E_min наложенные защитные потенциалы;

продольное сопротивление единицы длины трубопровода к концу нормативного срока (Ом);

ρ_гр – удельное сопротивление грунта (Омм), (по заданию);

у - расстояние от анодного заземления до МТ (м), (по заданию).

в) среднее значение силы тока в цепи катодной станции при R_вх = R_вх.ср:

где:

E_max - Максимальный наложенный защитный потенциал;

ρ_гр – удельное сопротивление грунта (Омм), (по заданию);

у - расстояние от анодного заземления до МТ (м), (по заданию);

- Входное сопротивление трубопровода (Ом);

значение силы тока в конце расчетного периода при R_вх = R_вх.ср:

где: E_max - Максимальный наложенный защитный потенциал

ρ_гр – удельное сопротивление грунта (Омм), (по заданию);

у -расстояние от анодного заземления до МТ (м), (по заданию);

Продольное сопротивление единицы длины трубопровода к концу нормативного срока (Ом).

г) сопротивление растеканию тока с одиночного вертикального анода:

где: ρ_гр – удельное сопротивление грунта (Омм), (по заданию);

l_a ,d_a – длина и диаметр анода , по приложению 8, м;

е) оптимальное число в конструкции анодного заземления

где: w_э = 200 тнг/кВт·ч; w_а = 200000 тнг/кВт·ч – соответственно стоимость 1 кВт·ч электроэнергии и стоимость одного анода с установкой; η_с – коэффициент полезного действия станции, определяемый как отношение номинальной мощности к потребляемой, ориентировочно значение η_с можно принять в пределах 0,57-0,63; η_э – коэффициент экранирования, определяемый для вертикальных анодов в зависимости от расстояния а между анодами в ряду и длины l_a анода; η_u – коэффициент использования анода, η_u = 0,75-0,95.

Газонефтепроводы 📙 Курсовая → 🆔 59348