Меню
  
Смотрите также:



 Главная   »  
страница 1 страница 2
Содержание
Введение
1. Характеристика объекта и природно-климатических условий
1.1 Природно-климатическая характеристика района
1.2 Общие сведения о месторождении
2. Теплофизический расчет газовой смеси
3. Расчет лупинга
3.1 Расчет длины лупинга под требуемое увеличение пропускной способности газопровода
3.2 Оптимизация диаметра и длины лупинга
4. Механический расчет
4.1 Расчет трубопровода на прочность и устойчивость
4.2 Определение толщины стенки трубопровода
4.3 Проверка прочности и устойчивости подземного трубопровода
5. Электрохимическая защита трубопровода от коррозии
5.1 Электрические параметры трубопровода
5.2 Выбор установки катодной защиты
5.3 Расчет анодного заземления
6. Спец часть
6.1 Технологическая схема «Главного проекта – 3»
6.2 Оптимизация энергетической эффективности теплообменного аппарата
6.2.1 Расчет коэффициента энергетической эффективности для соединения треугольником
6.2.2 Расчет коэффициента энергетической эффективности для соединения квадратом
7. Строительная часть
7.1 Состав подготовительных работ
7.2 Расчет на прочность защитного кожуха
7.3 Описание работы установки горизонтального бурения, основные параметры
7.4 Расчет мощности установки горизонтального бурения
7.5 Монтаж перехода
8. Основные требования предъявляемые при выполнения огневых работ (врезка лупинга в основной газопровод)
9. Экономическая часть

Введение
Природный газ для большинства промышленных и коммунальных потребителей в настоящее время и на дальнюю перспективу является основным видом топлива.

Эволюция структуры топливно - энергетического баланса мира показывает непрерывный рост потребления газа в настоящем столетии.

Трубопроводный транспорт газа является одной из важнейших социально – экономических задач Республики Казахстан. Трубопроводный транспорт в настоящее время является единственным средством доставки его от мест добычи к местам потребления.

Крупные магистральные газопроводы соединяются между собой, создавая единую закольцованную систему газоснабжения страны.

Трубопроводная система – это сложный комплекс с различными условиями эксплуатации. Для обеспечения надежности и безопасности работы необходимо учитывать широкий спектр показателей.

Оптимальный режим эксплуатации магистральных газопроводов заключается прежде всего в максимальном использовании их пропускной способности при минимальных энергозатратах на компремирование и транспортировку газа по газопроводу.

В силу изменения рыночных условий возникает потребность в больших объемах газа, следовательно существует необходимость увеличения подачи газа, что вызовет не только проблемы технологически – эксплуатационного характера, но и реконструкцию существующего газотранспортных систем.

При изменении эксплуатационного режима требуется провести разносторонний анализ существующего режима. Основываясь на перспективах развития с учетом показателей технико – экономического обоснования необходимо выбрать выгодное техническое решение по повышению производительности.



1 Характеристика объекта и природно-климатических условий
1.1 Природно-климатическая характеристика района

Климат Западно-Казахстанской области отличается высокой континентальностью, которая возрастает с северо- запада на юго-восток.

Континентальность проявляется в резких температурных контрастах дня и ночи, зимы и лета, в быстром переходе с зимы на лето. Для всей области характерен дефицит атмосферных осадков, малоснежье, сильное сдувание снега с полей, сухость воздуха.

Годовое количество осадков колеблется от 239 до 273 мм и распределяется по сезонам года неравномерно: 40% всех осадков приходится на зимнее - весенний период, а 60% на летнее – осенний. Осадки выпадают крайне неравномерно по годам. В очень засушливые годы количество осадков за тёплый период с температурой выше 100С может снизиться до 60 мм, а в наиболее влажные годы за указанный период выпадает 160 – 230 мм. Наибольшее количество осадков выпадает в июле, в южных – в июне.

Для района характерны ветры восточного и юго-восточного направлений. Скорости ветра в зимние месяцы достигают 4,5 – 4,6 м/сек. Среднемесячная скорость ветра от 3,6 до 5,7 м/сек. Особенно сильные ветры наблюдаются в феврале и марте. Штормовой ветер наблюдается от 25 до 41 дня, с пыльной бурей от 40 до 46 дней, с метелями от 22 до 39, с грозами от 15 до 20 дней и с туманами от 31 до 38 дней в году. Продолжительность устойчивых морозов около 110-115 дней в году. Устойчивый снежный покров образуется 3 – 10 ноября, а сходит 31 марта – 3 апреля. Продолжительность его составляет 119 – 131 день. Средняя высота покрова колеблется в пределах 24 – 27 см.

Относительная влажность воздуха характеризует степень насыщения воздуха паром и меняется в течении года в широких пределах, летом достигает 47 – 53%, зимой – 81 – 83%. Количество дней с влажностью менее 30% составляет в среднем 84 дня в году.

Климатические условия:


  • Дорожно-климатическая зона IV

  • Наиболее холодный месяц – январь, средняя температура: минус 14,40С

  • Наиболее жаркий месяц – июль, средняя температура плюс 430С

  • Абсолютный максимум температуры воздуха плюс 450С

  • Абсолютный минимум температуры воздуха минус 450С

  • Среднегодовая температура плюс 4,20С

  • Абсолютная годовая амплитуда 820С

  • Среднегодовое количество осадков 302 мм

  • Среднемесячная средняя скорость ветра 3,6 – 5,5 м/с

  • Среднегодовая средняя скорость ветра 4,5 м/с

  • По требованиям к дорожно-строительным материалам умеренные

  • По требованию к бетону суровые

  • Среднегодовое количество осадков 300 мм

  • Толщина снегового покрова (с 5% превышением) 27 см

  • Нормативная глубина промерзания грунта

для суглинистых почв 1.64 м

для песков 2.00 м

для каменистого грунта 2.42 м


1.2 Общие сведения о месторождении

Месторождение Карачаганак – это крупное нефтегазоконденсатное месторождение открытое в 1979 году. Месторождение расположено в Бурлинском районе Западно – Казахстанской области Республики Казахстан.

Право на пользование недрами месторождения в соответствии с выданной лицензией от 18 ноября 1997 года имеет альянс в составе: «Аджип Карачаганак Б.В.», «Бритиш Газ Эксплорейшен энд Продакшн», «Тексако Интернэшнл Петролеум Компани», «ЛУКойл». В настоящее время этот альянс переименован в “KPO b.v.” и зарегистрирован в Республике Казахстан.

Месторождение находится к северо – востоку от 51-ой параллели северной широты и 50-го меридиана восточной долготы, в 16 км на северо–восток от г. Аксая, в (вплотную прилегает к контуру месторождения),Березовка (3км), Успеновка (9 км), Каракемир (8 км),Жанаталап (4 км),Карашыганак (6 км), Димитров (9 км), Жарсуат (9 км), Бестау (4 км).

В 15 км южнее месторождения проходит железнодорожная ветка <Уральск – Илек>. Площадь месторождения пересекает асфальтированная автодорога <Уральск – Оренбург>.

В 35 км к северо – востоку от месторождения проходит магистральный газопровод <Оренбург – Западная граница>. В 160 км к западу от месторождения проходит магистральный нефтепровод <Мангышлак – Самара>. От месторождения Карачаганак до Оренбургского газоперерабатывающего завода, расположенного в 30 км северо - западнее г. Оренбурга (ст. Каргала) проложены газо – и конденсатопроводы протяжённостью 120 км . По западной части месторождения в северо–восточном направлении проложена линия электропередач ЛЭП-35, а через месторождение проходит ЛЭП-110.

Гидрографическая сеть района месторождения представлена к северу от него (15-20 км) рекой Урал, к северо-востоку (10 км) – рекой Илек. По территории месторождения протекает речка Березовка, пересыхающая летом. В весенний период реки образуют большие разливы за счёт притока талых вод.

Орографически район месторождения представляет собой равнину, изрезанную сетью оврагов и балок глубиной 5 – 10 м. Перепады высот рельефа не превышают 50 м на 1 км. Большую часть месторождения занимают земледельческие поля и пастбища, разделённые на отдельные участки защитными лесополосами. Небольшие лесные массивы имеются в поймах рек Урал и Илек.

Карачаганакское месторождение расположено на южных отрогах Общего Сырта и Подурального плато, в глинистых степях с абсолютными отметками в 60 – 100 м. Рельеф территории увалисто-холмистый. Территория месторождения относится к сухостепной зоне тёмно-каштановых почв. В целинном состоянии эти почвы имеют следующее строение: сверху залегает гумусовый аккумулятивный горизонт (А) мощностью 14-18 см комковатый или мелкозернистой структуры. Ниже залегает переходной гумусовый горизонт, верхняя часть которого уплотнена несколько сильнее, чем гумусовый горизонт (А) и имеет буровато-каштановую окраску, а нижняя часть горизонта неоднородна и состоит из чередующихся гумусовых затеков и заклинков породы. Мощность всего гумусового горизонта составляет 45 – 60 см.

Грунтовые воды залегают на глубине 7.2 м.

В растительном покрове выделяется два подзональных типа степей: умеренно засушливые ковыльные и сухие типчаковые.

Район месторождения находится в зоне северных умеренно-сухих степей, поэтому здесь преобладают степные животные.



2 Теплофизический расчет газовой смеси
Для расчета основных теплофизических параметров газовой смеси транспортируемой на участке Аксай (УКПГ – 16) – Оренбург (ОГПЗ) были взяты исходные данные по паспорту на газ некондиционный отсепарированный.

Исходные данные:

Протяженность трассы L=141,5 (км);

Рабочее давление Р=8,0 (МПа).

Компонентный состав газа представлен в таблице 2.1.

Компонентный состав Таблица 2.1

компонентСН4С2Н6С3Н8СО2N2H2SОбъемная доля компонентов аi

0,8093


0,0584

0,0217


0,0651

0,0083


0,0372

Молекулярная масса, критическая температура, удельный объем представлены в таблице 2.[1]



Молекулярная масса, Ткр, удельный объем, критическая степень сжатия.

Таблица 2.2

Газ


Молярная масса

Критическая температура

ТКР, ККритический объем

V, Критическая степень сжатия

Zкр1234561234561Метан СН416,04190,66,17x10-30,2882Этан С2Н630,07305,464,92x10-30,2853Пропан С3Н844,09369,94,60x10-30,2814Углерод СО244,01304,262,14x10-30,2745Азот N228,02126,23,20x10-30,2906Сероводород H2S34,08373,42,8x10-30,282

2.1. Определяем молекулярную массу газовой смеси [2]:



(2.1)

где:


молекулярная масса компонента;

аi – объемная доля компонента.


2.2. Определяем газовую постоянную газовой смеси смеси [2]

(2.2)

где:


- универсальная газовая постоянная;

- молекулярная масса газовой смеси, кг/кмоль.

2.3.Определяем относительную плотность газа по воздуху [2]



(2.3)

где:


- газовая постоянная воздуха.



2.4. Определяем критическую температуру газовой смеси [2]



, (2.4)

где:


Ткр – критическая температура компонента, 0К.

2.5. Определяем критический объем газовой смеси [2]



, (2.5)

где:


Vi – критический объем компонента, кг/м3.

2.6. Определяем критическую степень сжатия газовой смеси

, (2.6)

где:


Zкр – критическая степень сжатия.

2.7. Определяем критическое давление газовой смеси [2]



, (2.7)

где:


Ркр – критическое давление, МПа.


Коэффициенты динамической вязкости представлены в таблице 2.3.

Коэффициент динамической вязкости

Таблица 2.3.

КомпонентДинамическая вязкость компонентов (Р=0,1013 Мпа, Т=273,15 К0)

Постоянная Сюзерленда, Si, KМетан СН4102,99х10-7168Этан С2Н684,57х10-7277Пропан С3Н873,58х10-7347Углерод СО2140,20х10-7292Азот N2165,92х10-7116Сероводород H2S150,2х10-7202


2.8. Определяем плотность газовой смеси по условию входа.

(2.8)

где:


Рвх – давление на входе, МПа;

Твх – температура на входе, 0К;

Zвх – степень сжатия газовой смеси на входе.
2.8.1. Определяем степень сжатия газовой смеси на входе [2]

, (2.9)




2.8.2. Определяем приведенную плотность газовой смеси [2]

(2.10)

2.8.3.Определяем критическую плотность газовой смеси.



(2.11)


2.9. Определяем функцию приведенной плотности газовой смеси.

(2.12)
2.10. Определяем удельную теплоемкость газовой смеси при различных условиях входа.

(2.13)

2.10.1. Принимаем Рвх=8 Мпа, Твх=303,15 К0



(2.14)

Поправка:



(2.15)


Постоянные для определения теплоемкости приведены в таблице 2.4.

Постоянные для определения теплоемкости

Таблица 2.4

№ГазА0А1А2А31234561Метан СН441,205-9,48023,2343-0,223992Этан С2Н636,790-4,73614,4853-0,376983Пропан С3Н843,467-5,42407,2168-0,672824Углерод СО220,8106,3606-0,29-0,006371234565Азот N229,0400,1151-0,06820,013276Сероводород H2S26,032,53-0,01950,0032











2.10.2. Принимаем Р=8 Мпа, Т=273,15 К0


















2.11. Определяем относительную погрешность



(2.16)




3 Расчет лупинга
3.1.Расчет длины лупинга под требуемое увеличение пропускной способности газопровода.

С необходимостью увеличения пропускной способности газопроводов приходиться сталкиваться как в процессе проектирования, так и при эксплуатации их. С необходимостью изменения

Наращивание пропускной способности обусловлено стадийностью ввода в эксплуатацию газопроводов. Большую роль оказывают также изменения, происходящие в направлении и мощности потоков газа вследствие открытия новых газовых месторождений, строительства новых промышленных объектов, городов и т.п.

В общем случае при увеличении пропускной способности системы начальное и конечное давления могут измениться. Это зависит от степени загруженности действующей части системы, от характеристик установленного основного оборудования, а также от того, потребуется или не потребуется расширение действующих КС. Так как местоположение КС предопределено, то расчет увеличения пропускной способности приходится проводить, как правило, по каждому перегону между КС, и в последующем все параметры будут относиться к одному перегону.

Увеличить пропускную способность газопровода можно прокладкой лупингов.

В настоящее время проектируется и находится в эксплуатации значительное число многониточных газопроводов. Каждая последующая строящаяся нитка системы подключается к действующим частям по мере готовности; при этом будет происходить определенное нарастание пропускной способности. Таким образом, подключенная часть строящейся нитки может рассматриваться как лупинг.

Исходные данные:

Лупинг на участке «Аксай – Оренбург»

Протяженность участка L=140 (км);

Диаметр лупинга Dл=720 (мм).

Задача расчета сводится к определению коэффициента

расхода Kр

Общее число всех участков n=3;

Число ниток m=2;

Подсчитаем коэффициенты расхода:

4.1.1. Определяем коэффициент пропускной способности лупинга.



где:


- коэффициент пропускной способности первого участка;

- коэффициент пропускной способности второго участка.
4.1.1.1. Определяем коэффициент пропускной способности первого участка.

,[2] (3.1)

где:


DЛ – диаметр лупинга, м;

DТР – диаметр трубопровода, м.





(3.2)

4.1.1.2. Определяем коэффициент пропускной способности второго участка.



(3.3)






, (3.4)

Q = 198 м3/c; Qл = 218 м3/с;

Принимаем диаметр лупинга DЛ = 720 мм.

Принимаем длину лупинга равную 30 км.




4.1.2.1. Определяем пропускную способность лупинга.



(3.5)



(3.6)

Принимаем длину лупинга равную 35 км.



Определяем коэффициент пропускной способности лупинга.



Определяем пропускную способность лупинга.





Принимаем длину лупинга 40 км.




Определяем коэффициент пропускной способности лупинга.

Определяем пропускную способность лупинга.





Определяем коэффициент пропускной способности лупинга.



Определяем пропускную способность лупинга.





Определяем коэффициент пропускной способности лупинга.



Определяем пропускную способность лупинга.





Определяем коэффициент пропускной способности лупинга.




Определяем пропускную способность лупинга.



Определяем коэффициент пропускной способности лупинга.



Определяем пропускную способность лупинга.






Результаты расчета лупинга приведены в таблице

№L лРКР0КР12QлL л1L л21301402,091,0451,09206,9119,390,72351402,111,0551,11208,919,385,73401402,131,0651,1321119,380,74451402,1471,07351,147212,519,375,75501402,1681,0841,168214,619,370,76551402,1971,09851,19721819,365,77601402,2141,1071,21421919,360,7

Вывод:

Исходя из полученных результатов расчета мы видим, что наиболее оптимальной длиной лупинга является участок равный 55 км. которая соответствует поставленной задачи дипломного проекта по увеличению пропускной способности на 10%.




3.2. Оптимизация диаметра и длины лупинга.

Исходя из пропускной способности газопровода и в соответствии с рекомендациями приведенными в [ ] к рассмотрению принимается следующие варианты диаметров по линейной части.



  • Лупинг условным диаметром 630 мм.

  • Лупинг условным диаметром 720 мм.

  • Лупинг условным диаметром 1020 мм.

Исходные данные:

Диаметр Dн = 630 мм

Толщина стенки = 15 мм


4.2.1. Определяем капитальные вложения в сооружение линейной части лупинга.
, (3.7)

где:


n – число ниток;

L – длина газопровода, км;

Стр – стоимость трубопровода, млн.тг./км;

Сстр– стоимость работ по сооружению газопровода, млн.тг./км.


4.2.1.1. Определяем стоимость 1 км. трубопровода.
, (3.8)

где:


М – масса 1 погонного метра трубы;

Ктр – стоимость 1 тонны материала трубы, принимаем равной 80000тг.

4.2.1.1.1. Определяем массу 1 погонного метра трубы.
, (3.9)

где:


Vмет – объем металла, м3;

- плотность материала трубы,кг/м3, принимаем равным 8181 кг/м3.

4.2.1.1.1.1. Определяем объем 1 погонного метра трубы.



, (3.10)

где:


Dн – наружный диаметр трубопровода, м;

Dвн – внутренний диаметр трубопровода, м.


м3
Определяем массу металла в одном погонном метре.
кг м

Определяем стоимость 1 км. трубопровода.


57271322,5 тг км
тг км
4.2.2. Диаметр Dн = 720 мм

Толщина стенки = 17 мм



м3.
кг м

4.2.2.1. Определяем стоимость 1 км трубопровода.



24562630 тг км
тг км
4,2.3. Определяем капитальные вложения в сооружение линейной части лупинга.
Диаметр Dн = 1020 мм

Толщина стенки = 17 мм


4.2.3.1. 35014400 тг км
4.2.3.1.1.

4.2.3.1.1.1. м3.кг м



тг км
4.2.4. Принимаем диаметр лупинга 630 мм.








4.2.5. Принимаем диаметр лупинга 1020 мм.









Стоимость общей протяженности лупинга

Диаметр 630 мм


, (3.11)

где:


Lлуп – длина лупинга, км.
тг.

Диаметр 720 мм


тг.

Диаметр 1020 мм


тг.
Вывод:

Из полученных результатов наименьшей стоимостью является труба диаметром 630мм которая отвечает требованиям поставленной задачи по повышению пропускной способности газопровода, однако строительство данного лупинга требует строительство перехода через водную преграду. В связи с этим мы вынуждены принять строительство лупинга диаметром 720 мм, хотя затраты на ее строительство превышает стоимость трубы 630 мм, но удорожание строительства трубы диаметром 720 мм компенсируется тем, что отпадает необходимость строительства перехода через водную преграду.



4 Механический расчет трубопровода
4.1 Расчет трубопровода на прочность и устойчивость

Нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений и следует принимать равными соответственно минимальным значениям временного сопротивления и предела текучести, принимаемым по государственным стандартам и техническим условиям на трубы [3]

Расчетные сопротивления растяжению R1 следует определять по формуле:

(4.1)

где:


- коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по табл.1;

- коэффициент надежности по материалу, применяемый по табл.2;

- коэффициент надежности по назначению трубопровода по табл. 3.
Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления в трубопроводе подразделяется на два класса:

I – при рабочем давлении свыше 2,5 до 10 МПа

II – при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа

Таблица 1


Категория трубопровода и его участкаКоэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность Количество монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами, % общего колличестваВеличина давления при испытании и продолжительность испытания трубопроводаI

II0,60


0,75Принимается по СНиП III-42-80


Условный диаметр трубопровода, ммЗначение коэффициента надежности по назначению трубопровода

Для газопроводов в зависимости от внутр. Давления РДля нефтепроводов





500 и менее

600 – 1000

1200

1400


1,00

1,00


1,05

1,05


1,00

1,00


1,05

1,10


1,00

1,05


1,10

1,15


1.00

1.00


1,05-
Таблица 2


Характеристика трубЗначение коэффициента надежности по материалу

Сварные из малоперлитной и бейнитовой стали контролируемой прокатки и термически упрочненные трубы, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву, с минусовым допуском по толщине стенки не более 5% и прошедшие 100% -ный контроль на сплошность основного металла и сварных соединений неразрушающими методами

1,34


Сварные из нормализованной, термически упрочненной стали и стали контролируемой прокатки, изготовленные двухторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву, и прошедшие 100% - ный контроль сварных соединений неразрушающими методами. Бесшовные из катанной или кованной заготовки.

1,40


Сварные из нормализованной и горячекатаной низколегированной стали изготовленные двусторонней электродуговой сваркой и прошедшие 100% - ный контроль сварных соединений неразрушающими методами 1,47

Сварные из горячекатаной низколегированной или углеродистой стали, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой или токами высокой частоты. Остальные бесшовные трубы.1,55
Таблица 3

Согласно [4] принимаем трубы марки 14Г2САФ с временным сопротивлением и пределом текучести соответственно:


=554 МПа

= 390 МПа
МПа
4.2 Определение толщины стенки трубопровода
Расчетную толщину стенки трубопровода , следует определять по формуле:

(4.2)

где:


- коэффициент надежности по нагрузке – внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, для любых газопроводов принимается 1,1 [3]

- рабочее давление МПа;

- наружный диаметр трубы, см.

Внутренний диаметр трубопровода:


4.3 Проверка прочности и устойчивости подземных трубопроводов

Подземные трубопроводы следует проверят на прочность, деформативность и общую устойчивость в продольном направлении

Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении следует производить из условия:
, (4.3)

где:


- продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий;

- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях ( ) принимаемый равным единице, при сжимающих ( ) – определяемый по формуле:

(4.4)

- кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления.

(4.5)

В частности для прямолинейных и упругоизогнутых участков подземных трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта продольные осевые напряжения определяются по формуле:



, (4.6)

где:


- коэффициент линейного расширения металла трубы, град-1 (12х10-6);

Е – переменный параметр упругости (модуль Юнга), МПа (206х103);



- расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, 0С.

Абсолютное значение максимального положительного или отрицательного температурного перепада:


(4.7)

где:


- переменный коэффициент поперечной деформации стали (0,3) (коэффициент Пуассона).

0С ; 0С
Принимаем среднее значение 40 0С.


Условие прочности соблюдается.



5 Электрохимическая защита трубопровода

от коррозии
Для стальных газопроводов следует предусматривать защиту от коррозии, вызываемой окружающей средой и блуждающими электрическими токами.

Защиту от коррозии подземных газопроводов следует проектировать в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602 – 89.

На подземных газопроводах в пределах поселений следует предусматривать установку контрольно-измерительных пунктов с интервалами между ними не более 200м, вне территории поселений – не более 500м, на пахотных землях – устанавливается проектом. Кроме того установку контрольно-измерительных пунктов следует предусматривать в местах пересечения газопроводов с подземными газопроводами и другими подземными металлическими инженерными сетями.
5.1. Электрические параметры трубопровода

Продольное сопротивление трубопровода (R1), принимаем.



Определяем переходное сопротивление трубопровода (Rпер)



, [5] (5.1)

где:


Rпер – переходное сопротивление трубопровода в начальный период эксплуатации, принимается равным 1500 Ом м2;[5]

Dн – внешний диаметр трубопровода, м.


Ом м2
Постоянная распространения тока вдоль трубопровода ( ).

[5] (5.2)

Характеристическое сопротивление трубопровода ( z.).



[5] (5.3)
Ом
Входное сопротивление трубопровода (zв).

[5] (5.4)
Ом
Удельное электрическое сопротивление грунта ( ).

Ом м
Расстояние между трубопроводом и анодным заземлением ( у )

, (5.5)

где:


- коэффициент , Ом м, определяемый в зависимости от
Р = 10 Ом м. [5]
м
5.2. Выбор установки катодной защиты

Основными параметрами катодной защиты являются сила тока установки катодной защиты (УКЗ) и длина защитный зоны, создаваемая этой установкой. Расчет параметров УКЗ сводится к определению количества и мощности катодных станций, которые следует запроектировать к установке на трубопроводе. Мощность катодных станций определяется потребностью в защитном токе, количество – длиной защитной зоны.


Длина защитной зоны катодной установки ( l3 )
(5.6)

где:


Uтзм – минимальное смещение (по абсолютной величине) разности потенциалов труба-земля, В;

Uтз0 – смещение разности потенциалов в точке дренажа, В;

Кв – коэффициент, учитывающий взаимовлияние соседних катодных установок, принимается равным 0,5;[5]

у – расстояние между трубопроводом и анодным заземлением, м;



- удельное электрическое сопротивление земли в поле токов катодной защиты, Ои м.
Вычисления проводят методом последовательного приближения.

Начальное значение определяют без учета члена


м

Число станций катодной защиты (mскз)


, (5.7)

где:


L – длина газопровода, м.

Сила тока катодной установки ( I )

(5.8)
А

Напряжение на выходе катодной станции (V)


, (5.9)

где:


R3 сопротивление растеканию анодного заземления, Ом;

Rпр – сопротивление дренажных проводов, соединяющих катодную станцию с трубопроводом и анодным заземлением, Ом.



, (5.10)

где:


- удельное сопротивление проводника, принимается равным 0,0175 Ом мм2 м-1;

ус – длина спусков провода с опор катодной станции, принимается равной 5;

S – сечение проводника, принимается равным 6 мм2.[6]
Ом
В
Мощность на выходе катодной станции (W)

, (5.11)

Вт.
По каталогу [6] принимаем станции катодной защиты типа ПАРСЕК ИПЕ 1,2
5.3. Расчет анодного заземления

По каталогу к установке принимаются анодные заземлители типа «Менделеевец» - ММ.


Переходное сопротивление (R3)

, (5.12)

где:


Rp – сопротивление растеканию, Ом.

, (5.13)

где:


Rа – переходное сопротивление одиночного электрода, Ом.

, (5.14)

где:


- удельное сопротивление грунта;

h – расстояние от поверхности земли до электрода, принимаем равным 2,5 м;

d – диаметр электрода, мм.
Ом
n – число анодных заземлителей
, (5.15)

где:


, - соответственно, стоимость 1 кВт ч электроэнергии и стоимость одного электрода с установкой, тен.(кВт ч), тен;

- коэффициент полезного действия, принимается равным 0,6;

- коэффициент экранирования, принимается равным 0,85.


- коэффициент экранирования, принимается равным 0,7.[5]

Rзп – поляризационное заземление, Ом.


, (5.16)

где:


Uэ-з – поляризационная составляющая падения напряжения на заземлении, принимается равной 1,5 В.[5]

Ом

Rзм – сопротивление материала заземлителя, Ом.


, (5.17)

где:


Iэ – длина заземления, м;

- удельное сопротивление материала заземления, Ом мм/м;

Sэ – площадь поперечного сечения заземления, мм2.


, (5.18)

где:


dэ – диаметр электрода, мм.[6]
мм2
Ом
Ом

Вывод:


Расчетом установлено, что для защиты трубопровода от коррозии следует применять станции катодной защиты типа ПАРСЕК ИПЕ 1,2 в комплекте с анодными заземлителями типа «Менделеевец» - ММ в количестве 62 ед. Станции катодной защиты монтируются вдоль газопровода в количестве 3 ед. на расстоянии 23 км.
В процессе эксплуатации газопровода вследствие неизбежного изменения электрических параметров трубопровода необходимо уточнять число и расположение станций катодной защиты и анодных заземлителей по трассе трубопровода.

6 Спец часть

6.1 Технологическая схема «Главного проекта – 3»

Газ со скважин по шлейфам проходит к площадке ГП – 3 и направляется на блок входных манифольдов. Блок входных манифольдов рассчитан на 36 скважин и предназначен для распределения пластового газа по трем коллекторам диаметром 12” к технологическим линиям по одному коллектору диаметром 4” для подключения любой скважины к к контрольному сепаратору и по одному коллектору диаметром 4” к факелу высокого давления.

Каждый шлейф снабжен регулирующим клапаном который регулирует давление со шлейфов скважин.

На контрольный щит диспетчера выведен аварийный сигнал со шлейфа по минимальному и максимальному давлению.

Для аварийного отключения скважин с пульта диспетчера установлены пневмоприводные отсекатели. При повышении давления в шлейфе выше допустимого и снижении ниже допустимого отсекатели закрываются.

Пластовый газ с давлением 110-250 кг/см2 распределяется по трём технологическим линиям и направляется в теплообменник Е-09, предназначенный для подогрева входного потока газа до температуры, исключающей отложение парафинов в первой ступени сепарации. Схемой предусматривается подача пластового газа на первую ступень сепарации и минуя теплообменник при отсутствии необходимости подогрева газа. В теплообменнике предусмотрен замер перепада давления с выдачей сигнала на щит диспетчера в случае его превышения.

Температура газа на выходе из теплообменника регулируется клапаном, который установлен на линии подачи теплоносителя в теплообменнике.

В качестве теплоносителя в Е-09 используется диэтиленгликоль (ДЭГ).

С теплообменника газ после дросселирования клапаном PV-203 до давления 110-128 кг/см2 поступает на первую ступень сепарации. Первая ступень сепарации выполнена из двух соединённых последовательно аппаратов: предварительного (гравитационного) сепаратора, где происходит основная сепарация жидкости, и сепаратора первой ступени С-OIB для окончательной тонкой сепарации газа от жидкости.

Для контроля за давлением в C-OIA установлен манометр с выводом сигнализации верхнего (РАН-204) и нижнего (PAL-204) предела на щит диспетчера. Регулирование давления в сепараторе с-OIA осуществляется преобразователем давления РТ-203. Уровень жидкости в С-OIA регулируется клапаном LV-402 с индексацией по месту и сигнализацией в диспетчерской верхнего (LAH-402)и нижнего (LAL-402) уровня.

Уровень жидкости в С-OIB регулируется клапаном LV-424. Перепад давления в С-OIB замеряется дифманометром с сигнализацией максимального перепада (РДАН-206) в диспетчерской.

Газ после первой ступени сепарации поступает в двухсекционный теплообменник “газ-газ” Е-OIA, В, где производится охлаждение газа до температуры 0-+100С потоком газа из сепаратора второй ступени. Поток газа после теплообменника Е-OIA, В направляется в редуцирующий клапан LV-605 и дросселируется до давления 70-82 кг/см2. В результате дросселирования газ охлаждается до температуры минус 12-100С.


После редуцирующего клапана к основному потоку газа подмешивается тёплый газ выветривания от трёхфазного сепаратора с-03 и от разделителя-сепаратора С-02В, и температура газа при этом повышается до 0-минус 80 С.

Из теплообменника Е-OIA, В газ поступает в сепаратор второй ступени С-02А, глее при давлении 70 - 82 кг/см за счёт низкой температуры 0 - минус 80 С, а также специальной конструкции сепаратора происходит окончательная сепарация и осушка газа.

Осушенный газ после С-02А направляется в межтрубное пространство теплообменника Е-OI А, В (для охлаждения газа после первой ступени сепарации) и далее через замерный узел в коллектор товарного газа на ОГПЗ.

На щите диспетчера по каждой технологической линии регистрируется расход, температура и давление товарного газа.

На входе товарного газа в магистральный газопровод установлен пневноприводный отсекатель ИV-0805.

Кроме режима работы установки с редуцированием всего потока сырого газа технологической линии клапаном LV-605 (с 110-128 кг/см2 до 70-82 км (см2) предусматривается также работа технологической линии при использовании эжекторов К-IOI (20I, 30I) для компримирования газа выветривания конденсата с ГНС. При работе эжектора в качестве высоконапорного используется поток газа с давлением IIO-128 кгс/см2 низконапорный газ – газ выветривания конденсата из ёмкостей Е-01 ГНС с давлением 32-38 кг/см2. Эжектор подключен параллельно клапану FV-605. Сопло эжектора рассчитано таким образом, чтобы при номинальном расходе газа через технологическую линию 130 тыс. км3/ч. – давление в сепараторе С-02А поддерживалось в пределах 70-82 кгс/см2 при давлении низконапорного газа до 38 кгс/см2. Клапан FV-605 в этом случае должен быть в закрытом положении. При понижении давлении газа в сепараторе С-02А ниже установленного клапан FV-605 открывается и поддерживает установленное давление в сепараторе перепуском части потока через себя.

При полностью отключенном клапане FV-0605 (закрыт кран или установлена заглушка перед ним) давление в сепараторе С-02А обусловлено только работой эжектора и зависит от диаметра сопла, давления пассивного газа (газа выветривания). При установившемся режиме работы эжектора количество подсасываемого низконапорного газа устанавливается автоматически. Если по каким-либо причинам количество пассивного газа превысит его количество, которое может быть компримировано эжектором, излишний газ выветривания автоматически сбрасывается на факел (регулятором, установленном на ГНС).

В двухсекционном теплообменнике Е-01Ф, В температура сырого и очищенного газа контролируется по потокам термометрами.

Перепад давления на теплообменнике замеряется дифманометром с сигнализацией высокого давления на щите диспетчера. Температура сырого газа регулируется клапаном TV-1014, 3014, (клапан TV-2014 демонтирован). На его месте смонтирована задвижка с ручным приводом. Клапан TV-2014 установлен на линии выхода отсепарированного газа из С-02А перед Е-01В и предназначается для регулирования давления в сепараторе 2-ой ступени на второй технологической линии.

В сепараторе второй ступени С-02А контролируется давление, перепад давления и температура.

Перепад давления в сепараторе С-02А замеряется манометром и при повышении допустимой величины подаётся световой и звуковой сигнал на щит диспетчера (РДАН-217).



страница 1 страница 2
скачать файл

Смотрите также: