Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Расчет катодной защиты

СОДЕРЖАНИЕ

Исходные данные 2

Введение 3

Характеристика местности 7

Расчет трубопровода 11

1.1.Механический расчет: 11

1.1.1.Расчёт толщины стенки 11

1.1.2.Расчёт нагрузок на трубу 15

1.2.Теплотехнический расчет: 18

1.2.1.Определение числа КС 18

1.2.2.Выбор газоперекачивающего агрегата (ГПА) 24

1.2.3.Выбор пылеуловителей (ПУ) 27

1.2.4.Выбор аппаратов воздушного охлаждения (АВО) 30

Расчет катодной защиты 36

Очистка газа от сероводорода и углекислого газа 42
Пожарная профилактика на объектах магистральных газопроводов 45
Мониторинг окружающей среды 52

Приложения 56

Список использованной литературы 64

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ:

Q = 80 млн./сутки – суточная подача газа в газопроводе;

= 7,55 МПа – давление в газопроводе;

= 5,3 МПа – давление перед КС;

= 2,1 МПа – конечное давление;

= 323 К, - начальная температура газопровода;

= 273 К – конечная температура газопровода;

= -2 – температура грунта;

= 1420 мм – наружный диаметр газопровода;

L = 960 км – общая длина газопровода;

= 0,699 МПа - плотность газа;

= 0,58-относительная плотность газа;

= 25 Ом*м- сопротивление грунта

Семипалатинская область

Марка стали – 12Г2СБ

ВВЕДЕНИЕ.

В Казахстане принята Программа развития газовой отрасли Республики Казахстан на 2004-2010 годы. Газ, как и нефть, стал предметом особого внимания. Газовая промышленность Казахстана стала развиваться относительно недавно, в 70-е годы прошлого столетия. В "Казахской Советской энциклопедии" за 1981 год отмечено, что "наличие больших промышленных запасов природного газа, высокая эффективность его использования и сравнительно низкая капиталоемкость позволяют в короткие сроки изменить структуру топливного баланса республики в пользу газа. Перспектива развития газовой промышленности в Казахстане велика".

Структура собственности в отрасли: преобладают государственные компании, имеющие разветвленную структуру холдинга, присутствуют также совместные предприятия с долей иностранного капитала.

Ведущие компании: национальный холдинг АО «НК «КазМунайГаз», ее дочерняя компания АО «КазТрансГаз», которая владеет 100% акций компании "Интергаз Центральная Азия",а также компании, являющиеся дочерними АО «КазТрансГаз»: «Алматы Пауэр Консолидейтед» и «Алматыгаз»; Национальная нефтегазовая компания "Казахойл"

С обретением Казахстаном независимости управлением магистральной частью газотранспортной системы занималась отечественная государственная структура «Казахгаз». Однако эффективное хозяйствование требовало значительных капитальных вложений, и не только для оперативной работы и подержания сетей в исправном состоянии, но и для их развития. «Казахгазу» в силу объективно сложившихся обстоятельств не удалось решить эти проблемы, и на правительственном уровне было принято решение о привлечении иностранных инвесторов. Летом 1997 года бельгийская компания "Трактебель С.А." и Республика Казахстан заключили Договор концессии внутренней и международной газотранспортных систем. Договором предусматривался первоначальный срок - 15 лет с возможностью пролонгации при соблюдении всех условий. Под концессию попала значительная часть системы - 10 магистральных газопроводов, 21 компрессорная станция с перекачивающими установками и три подземных хранилища газа. Потенциальный инвестор специально под договор создал две компании - "Интергаз Центральная Азия" (оператор газопроводов) и монополиста "Алматы Пауэр Консолидейтед".

Кроме того, именно с появлением концессионера в стране резко снизилось потребление газа, так как инвестор занимался лишь транспортировкой газа, а никак не его поставкой за счет своих внутренних резервов. Для потребителей же это означало повышение цен на периодически подаваемые газ и электроэнергию.

Чувствуя неустойчивое свое положение, "Трактебель" не стремился вкладывать в отрасль какие-либо средства, и уже в 1999 году руководство компании стало высказывать сомнения насчет целесообразности своего присутствия в Казахстане. Проблему управления газотранспортной системой следовало решать в срочном порядке, тем более что узбекские поставщики слишком часто стремились повысить цены.

Разведанные запасы природного газа и газового конденсата в Республике Казахстан составляют 3 трлн. куб. м (что составляет 1,7% мировых запасов) и 0,7 млрд. тонн соответственно. Прогнозные ресурсы газа (включая шельф Каспийского моря) оцениваются в 5,9 трлн. куб. м.

Добыча газа ведется на трех крупнейших месторождениях: газоконденсатном Карачаганаке, нефтяных Кашагане и Тенгизе. Ежегодный объем добычи газа в Казахстане составляет около 20 млрд. куб. м. Добыча газа по республике за 2004 год составила 20,5 млрд. куб. м газа, или 146,4 процента к 2003 году. За отчетный период на нефте- и газоперерабатывающих предприятиях республики произведено 1 220,6 тыс. тонн сжиженного углеводородного газа. Работа газовой отрасли осуществляется в соответствии с Программой развития газовой отрасли Республики Казахстан на 2004—2010 годы, которая утверждена постановлением Правительства Республики Казахстан в июне прошедшего года. Продолжается реализация проекта освоения месторождения Амангельды: пробурено и эксплуатируется 15 из запланированных 17 скважин. За 2004 год добыто 187,6 млн. куб. м газа и 19,7 тыс. тонн газового конденсата. По проекту газификации города Кызылорды завершено строительство магистрального газопровода Акшабулак — Кызылорда протяженностью 123 км с пропускной способностью 421 млн. куб. м в год, осуществлена государственная приемка объекта и 15 декабря начата подача газа.

В настоящее время совместно с российским «Газпромом» обсуждаются варианты газовых проектов по переработке природного газа Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения. Здесь имеется два варианта: строительство газоперерабатывающих мощностей на месторождении и расширение мощностей на Оренбургском ГПЗ. Сейчас оценивается экономическая эффективность указанных проектов с учетом потенциальных рисков.

В соответствии с Концепцией развития газовой отрасли Республики Казахстан до 2015 года и Программой развития газовой отрасли Республики Казахстан на 2004—2010 годы и в связи с ожидаемым ростом добычи газа на месторождениях шельфа Каспийского моря и существующих месторождениях на суше (Тенгиз, Королевское и другие) ведется работа над проектом модернизации газотранспортной системы Средняя Азия — Центр.

Объем потребления природного газа областями республики в 2004 году составил 15,2 млд. куб. м и на 6,2 процента превысил объем потребления газа в предыдущем году.

За январь — декабрь 2004 года осуществлен транзит газа через территорию Республики Казахстан в объеме 109 262 млн. кубометров. Это на 3,2% больше, чем за аналогичный период 2003 года.

Природный газ транспортируется в Казахстане через магистральную систему трубопровода, которая проходит через восемь регионов и простирается на 10 000 км, включая ответвления и подводные трубы. Система трубопровода была построена как часть светской газовой транспортной системы и была разработана для поставки природного газа в северные регионы России, на Украину и Кавказ.

Магистральный трубопровод в Казахстане технологически не соединен, что предотвращает его использование для откачки в южные и северные регионы недорогого газа, произведенного в западных регионах страны. Это особенно проблематично для потребителей южного региона и города Алматы. Зависимость от узбекского газа, стоимость которого в два или три раза превышает стоимость газа, произведенного в западных регионах Казахстана, значительно сузила газовый рынок региона. Потребители в Кустанайской области больше не зависят от поставок российского газа.

В настоящее время ежегодная мощность магистрального газопровода составляет 190 куб. метров. Существующая система была построена для трех основных областей: Центр Центральная Азия, Оренбург – Новопсков и Бахара – Урал, а также включает трубопровод Бухара – Ташкент – Бишкек - Алматы, который оснащает южные регионы страны. Основной проблемой газопровода является то, что трубы со временем сильно износились и требуют замены.

Трубопровод Союз и Оренбург – Новопсков с двумя компрессорными станциями, который проходит через Западный Казахстан от Оренбургского газоперерабатывающего завода до компрессорной станции Александр Гай в России, способен переправлять до 42 млрд. куб. м. в год, а в последние годы с его помощью переправлялось 26-29 млрд. куб. метров.

Трубопровод Бухара – Урал, предназначенный для транспортировки газа из Узбекистана и Туркменистана в промышленные регионы России, используется в настоящее время больше для оснащения Актюбинской области.

Газопроводы Газлы – Шымкент – Бишкек – Алматы, Карталы – Костанай, а также Узен – Актау используются для транспортировки газа на внутренний рынок в южных областях Казахстана. Трубопровод Газлы – Бишкек также обеспечивает транзит 500 млн. – 1 млрд. куб. метров для потребителей в Кыргызстане.

Также строятся новые трубопроводы. Церемония открытия трубопровода Акшабулак – Кызылорда в Кызылорде состоялась 11 ноября 2004 года. Трубопровод длиной 122.9 км, мощностью 205 млн. куб. метров в год, снабжает газом потребителей Кызылординской области.

Длина Транс-Каспийского трубопровода составит 2000 км, он будет простираться от восточного Туркменистана через Каспийское море на глубине 200-300 метров, через Азербайджан и Грузию будет выходить в турецкий город Эрзурум. Стоимость проекта составит 2.5-3 млрд. долларов США, его мощность на первом этапе работы будет составлять 10 млрд. куб. метров, на втором этапе – 20 млрд. куб. метров, а на третьем – уже 30 млрд. куб. метров. Но ряд сложных проблем препятствует развитию проекта.

Характеристика местности.

Семипалатинская область

1.РАСЧЁТ 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 газопровода используются трубы марки –13Г1С-У, контролируемой прокатки, изготовленные на Выксунском трубном заводе.

1.1.1.Расчет толщины стенки трубопровода.

Расчетное сопротивление металлической трубы определяем по формуле:

Для I и II категории:

R₁= = = 315 МПа (1)

Для III и IVкатегории:

R₂= = = 378 МПа (2)

где: R₁^н – нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла трубы. (Принимаем по приложению №1, марка стали 13Г1С-У – 540МПа)

m – Коэффициент условий работы трубопровода, принимаем по I и II категории, m = 0,75; для III и IV категории, m = 0,9, (m - принимаем по приложению №2)

к₁и к_н- кэффициенты надежности по материалу и назначению трубопровода, принимаем по приложению к₁= 0,4; к_н =1. (к₁- принимаем по приложению №3, к_н– принимаем по приложению №4)

Расчетную толщину стенки трубопровода определяем по формуле :

Для I и II категории:

δ₁ = = = 18,5 мм. (3)

Для III и IVкатегории:

δ₂ = = = 15,4 мм. (4)

где: - коэффициент надежности по нагрузке, (принимаем по приложению 5, );

Р – внутреннее рабочее давление, МПа (по заданию);

Д_н– наружный диаметр, мм (по заданию);

R₁; R₂ – расчетное сопротивление растяжению металла труб, МПа

Определяем продольное осевое сжимающие напряжения:

Для I и II категории:

_пр N= - =

= -1,210^-52,110⁵50+0,3= 21,12 МПа (5)

₁–t₀ = 20⁰-(-2)⁰ = 22⁰(6)

Д_вн=Д_н-2 δ₁= 1100-212,87=1194,25мм (7)

Для III и IVкатегории:

_пр N= -=

= -1,210^-52,110⁵22+0,3=46,02 МПа (8)

Д_вн=Д_н-2 δ₂= 1100-210,72= 1198,56мм (9)

где: ₁ – температура наружного воздуха при укладке трубопровода, ⁰С

перепад температур

t₀ – температура грунта, ⁰С (по заданию)

Д_вн– внутренний диаметр трубы, мм

Физические характеристики стали:

принимаем по приложению 8, = 1,210^-5МПа; = 2,110⁵ МПа; =0,3(табл.1.1.1.)

Таблица 1.1.1.

Физическая характеристика стали

Величина и размерность

Плотность, кг/м³

Модуль упругостиЕ, МПа

Коэффициент линейного расширения α, 1/⁰С

Коэффициент поперечной деформации Пуассона в стадии работы металла μ

7850

2,1·10⁵

1,2·10^-5

0,3

Определяем коэффициент, учитывающий двухосное напряженное

состояние труб:

Для I и II категории:

ψ₁ = _² – 0.5 ∙ ₌

= ² -0.5 ∙ = 0.95 (10)

Для III и IVкатегории:

ψ₁ = _² – 0.5 ∙ ₌

= ² -0.5 ∙ = 0.93; (11)

Толщина стенки с учетом продольных осевых сжимающих напряжений определяется:

Для I и II категории:

δ₁ = == 13,6713 мм (12)

Для III и IVкатегории:

δ₂ = == 11,5712 мм (13)

К расчету принимаем минимальную толщину стенки трубопровода δ=12 мм

Д_вн=Д_н-2 δ₂= 1220-212= 1196 мм

1.1.2.Расчет нагрузок на трубу.

Собственный вес трубопровода, учитываемый в расчетах как вес единицы длины трубопровода:

q_тр=_ст = 1,13,140,04678500=12472,4 Н/м (14)

где: эффициент надежности по нагрузке, принимаем =1,1по приложению 5

- площадь поперечного сечения трубы, м

= = = 0,046 м² (15)

Д_вн= 1196 мм=1,196 м

_ст – удельный вес стали, принимаем _ст =78500 Н/м³

Определяем нагрузку от веса перекачиваемого продукта на единицу длины трубопровода:

q_пр == 1,1 0,6989 9,8

= 7,698 Н/м (16)

где: эффициент надежности по нагрузке, принимаем =1,1 (по приложению 5)

нормализованная нагрузка от веса продукта, Н/м;

плотность транспортируемого газа, кг/м³

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

= = = 131,25 МПа (17)

_м (18)

где: Е – модель упругости материала трубы, (таблица 1.1.1 (21*10⁵МПа))

R – Радиус упругого изгиба оси трубопровода, м

Трубопровод, уложенный в грунт, находиться при воздействий внешних сил. Эти силы вызывают сложные напряжения. В результате действия внутреннего давления возникают следующие напряжения:

- радиальные

- кольцевые

- продольные.

Радиальные напряжения обусловлена внутренним давлением, с которым равно по величине и противоположно по направлению:

= - Р (19)

= - 5,5МПа

Для определения кольцевых напряжений, возникающих в трубе под действием внутреннего и внешнего давления, воспользуемся формулой Мариотта:

= = = 301,49 МПа (20)

где:эффициент надежности по нагрузке, принимаем по приложению 5 =1,1

Р – рабочее давление, МПа

- толщина стенки трубопровода (принимаем минимальную толщину стенки из расчета =10мм);

Продольное напряжение возникающие от внутреннего давления определяем по формуле:

_пр N= -=

=46,02 МПа (21)

Большие продольные напряжения возникают в трубе при ее изгибе, которые являются следствием неровности рельефа и определяется по формуле:

= E = 2100000 = 131,25 МПа (22)

где: - радиус изгиба трубы, принимаем = 976 м.

При эксплуатации трубопровода совместные действия внутреннего давления могут вызывать гораздо большие и суммарные напряжения продольного направления при укладке трубы, чем в момент испытания. Уязвимым местом в трубопроводе является сварные швы. Прочность поперечных сварных швов в наиболее тяжелый период эксплуатации, проверяем из условий, что суммарная продольная нагрузка должна быть меньше или равно расчетному сопротивлению трубы:

+ + ₁ (23)

-5,5 + 46,02 + 131,25 338,09 МПа

171,77 МПа338,09 МПа

Условия выполняются.

1.2. ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ.

1.2.1.Определение числа КС.

Теплотехнический расчёт необходим для:

- определения температурного режима по длине газопровода.

- определение расстояния между подогревающими станциями.

- регулирование режима перекачки по трубопроводу.

Зададимся:=4,2 МПа, =273 К, l= 100 км.

Определяем среднее значение давления и температуры:

(24)

где:

- абсолютное давление газа в конце участка, МПа(по заданию)

– абсолютное значение давления газа в начале участка МПа.

Примем атмосферное давление для точности определения среднего давления равным 0,1 МПа.

Значение средней температуры газа определяем из следующего уравнения:

(25)

где:

- температура в конце участка, К (по заданию);

- температура в начале участка, К.

Определяем физические свойства газа:

Плотность газа при стандартных условиях определяется следующей зависимостью:

(26)

где: Δ- относительная плотность газа (по заданию);

- плотность газа при стандартных условиях( Р=101325Па; Т=273К).

Определяем критические и приведенные значения давления и температуры:

(27)

(28)

(29)

(30)

где:

- критическое значение температуры, характеризующая возможность перехода газа в жидкость, К;

- критическое давление, МПа;

и - приведенные значения давления и температуры.

Находим функцию учитывающую влияние температуры ():

(31)

Определим коэффициент сжимаемости газа по следующей зависимости:

(32)

Для определения динамической вязкости газа применяется следующая формула:

Удельная теплоемкость определяется по формуле

Коэффициент Джоуля-Томсона определяется по формуле:

Определяем λ_т, для оценки гидравлического режима течения газа найдем значение переходной производительности:

Если Q>(50>43,39)– газ течет при квадратичном режиме, тогда при эквивалентной шероховатости труб определяем λ:

- эквивалентная шероховатость труб:

где - внутренний диаметр трубы, мм.

где Е – коэффициент гидростатической эффективности участка и равен 0,95.

Определяем давление в конце участка получим из уравнения пропускной способности:

где:

- расстояние между КС, км;

Q – Суточная подача газа в газопроводе, млн./сутки;

Для определения средней температуры газа нам потребуются значения коэффициента - а и массовую производительность участка - М которые определяются по следующим формулам:

где:

– полный коэффициент теплопередачи принимаем равный 1,5 (приложение 5)

Теперь определяем температуру газа:

Определяем сходимость результатов:

Точность определения удовлетворительная.

Определим расстояние 1-го участка

где:

- расстояние одного участка между КС, км;

- внутренний диаметр трубопровода, м;

– средняя температура, К;

Z - коэффициент сжимаемости газа;

Q – суточная подача газа, млн. /сутки.

Все участки между собой равны, а конечный участок в раз длине:

При определении коэффициента атмосферное давление не учитывается.

Длина конечного участка рассчитывается по следующей формуле:

(47)

Определяем число КС:

(48)

Приняв количество КС, уточним длины участков:

(49)

(50)

Принимаем к расчету 7 компрессорных станций.

1.2.2.Выбор газоперекачивающего агрегата(ГПА).

Поскольку подача газопровода больше 15 млн./сутки, то выбираем тип компрессорной машины – центробежный нагнетатель. Теперь производится выявление оптимального варианта КС – то есть определяется оптимальная марка ГПА, число и количество ступеней сжатия. Для этого множества КМ требуемого типа предварительно выбираем несколько машин разных марок отличающихся подачей и степенью сжатия (или давлением нагнетателя). При этом если в каком либо из вариантов предусматривается использование неполно напорных нагнетателей, то данный вариант дополнительно разбивается на два под варианта, отличающихся количеством ступеней сжатия. В итоге образуется несколько вариантов, из которых нужно выбрать более экономичный. Для каждого варианта и под варианта КС определяется число резервных машин степень сжатия КС и удельные приведенные расходы по станции с учетом типа привода

Для нагнетателей число компрессорной машины на станции должно составлять 2-6. Число компрессорных машин определяется по формуле:

- номинальная подача одного нагнетателя, млн./сутки (исходя из формулы (52) q=12,5);

Q – подача газа в сутки в газопроводе, млн./сутки; (по заданию);

n – число КМ

Уточним подачу нагнетателя:

(52)

По подаче нагнетателя подбираем тип ГПА – Ц – 6,3

Принимаем число резервных нагнетателей равное n_р=2.

– подача нагнетателя МПа (приложение 7);

- давление на выходе нагнетатель МПа (приложение 7);

- давление на входе нагнетателя МПа (приложение 7).

Определим комплекс приведённых затрат:

(54)

Согласно формуле 53-подача нагнетателя

Именно эта величина является определяющей при выборе из конкурентных вариантов.

Приведенные затраты на КС рассчитываются по формуле:

(55)

- комплекс приведённых затрат

- эксплуатационные затраты на станции (исходя из формулы 56);

- отраслевой коэффициент, обратный сроку окупаемости и равный для объектов транспорта и хранения нефти и газа

- капиталовложения в КС.

Эксплуатационные затраты на станции:

(56)

- число рабочих ГПА на станции (приложение 7);

- число резервных ГПА на станции принимаем 2 (приложение 7);

, , , , – коэффициенты, отражающие затраты связанные с ГПА и другими системами и службами КС, независимые от числа ГПА на КС (приложении №7).

Капитальные вложения в КС:

(57)