Проектирование магистрального нефтепровода
Определение протяженности защитной зоны протекторной установки. Техническая характеристика комплектных анодных заземлителей. Установление срока службы протекторов, подключенных к магистральному трубопроводу. Особенность катодной защиты нефтепровода.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | контрольная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 15.06.2015 |
| Размер файла | 71,4 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Контрольная работа
По дисциплине: Противокоррозионная защита
Выполнил:
студент группы НДб(до)зс-11-3
ФИО Тесля Д.В
Проверил: Маркова Л.М.
Тюмень 2013 г
Задача 1
Определить мощность и число УКЗ магистрального трубопровода диаметром Dн, мм, с толщиной стенки , мм, протяженностью Lобщ км. Трубопровод проложен на местности с удельным электросопротивлением г, Омм. Анодное заземление проектируется выполнить из вертикальных упакованных электродов, дренажную линию - из алюминиевого провода уложенного в траншею.
Начальное переходное сопротивление «трубопровод-грунт» Rпн, Омм2.
Таблица 1
|
Вариант |
Dн, мм |
, мм |
Lобщ,км |
г, Омм |
Маркаэлектрода |
Типдренажнойлинии |
Тип изоляции |
Количествоэлектродов |
|
|
1 |
720 |
10 |
800 |
10 |
АК-1 |
А16 в траншее |
Нормальная, мастичная |
5 |
|
|
2 |
820 |
10 |
900 |
20 |
АК-3 |
А16 в траншее |
Усиленная, полимерно-битумная |
5 |
|
|
3 |
1020 |
10 |
1000 |
30 |
АК-1 |
А16 в траншее |
Усиленная,на основе термоусаживающихся материалов |
10 |
|
|
4 |
1220 |
11 |
1200 |
40 |
АК-3 |
А16 в траншее |
Нормальная,на основе термоусаживающихся материалов |
10 |
|
|
5 |
720 |
9 |
1300 |
10 |
АК-3 |
А16 в траншее |
Нормальная, мастичная |
5 |
|
|
6 |
820 |
11 |
1400 |
5 |
АК-3 |
А16 в траншее |
Усиленная, полимерно-битумная |
5 |
|
|
7 |
1020 |
11 |
1500 |
10 |
АК-3 |
А16 в траншее |
Усиленная,на основе термоусаживающихся материалов |
10 |
|
|
8 |
1220 |
12 |
1600 |
15 |
АК-1 |
А16 в траншее |
Нормальная,на основе термоусаживающихся материалов |
15 |
|
|
9 |
720 |
8 |
1700 |
20 |
АК-3 |
А16 в траншее |
Нормальная, мастичная |
5 |
|
|
10 |
820 |
9 |
1800 |
25 |
АК-1 |
А16 в траншее |
Нормальная, мастичная |
10 |
Задача 2
Требуется определить протяженность защитной зоны протекторной установки и срок службы протекторов, подключенных к магистральному трубопроводу диаметром D, мм, уложенному в грунт с удельным сопротивлением г, Омм. Трубопровод имеет изоляционное покрытие с переходным сопротивлением Rпн, Омм2.
Протекторы установлены на глубине h = 2 м до верха протектора.
Таблица 2
Вари-ант |
D,мм |
г, Омм |
Rпн, Омм2 |
N, штук число протекторов |
а, м, расстояние между протекторами |
Маркапротектора |
|
|
1 |
530 |
50 |
5103 |
3 |
а=2 |
ПМ-10У |
|
|
2 |
630 |
40 |
6103 |
4 |
а=3 |
ПМ-10У |
|
|
3 |
720 |
30 |
7103 |
3 |
а=4 |
ПМ-10У |
|
|
4 |
820 |
20 |
8103 |
4 |
а=2 |
ПМ-10У |
|
|
5 |
920 |
10 |
9103 |
5 |
а=3 |
ПМ-10У |
|
|
6 |
1020 |
15 |
10103 |
4 |
а=4 |
ПМ-10У |
|
|
7 |
1220 |
20 |
9103 |
5 |
а=2 |
ПМ-10У |
|
|
8 |
1420 |
30 |
8103 |
6 |
а=3 |
ПМ-10У |
|
|
9 |
530 |
40 |
7103 |
5 |
а=4 |
ПМ-10У |
|
|
10 |
630 |
50 |
5103 |
3 |
а=2 |
ПМ-10У |
Техническая характеристика протекторов, применяемых для защиты сооружения от коррозии, приведена в табл. 3.
Таблица 3 Техническая характеристика комплексных протекторов ПМ-У
Типпротектора |
Размеры, мм |
Масса, кг |
|||||
|
протектор без активатора |
протектор с активатором |
протектор без активатора |
протектор с активатором |
||||
|
высота без активатора |
условный диаметр без активатора |
lпр,высота |
dпр,диаметр |
||||
|
ПМ-5У |
500 |
95 |
580 |
165 |
5 |
16 |
|
|
ПМ-10У |
600 |
100 |
700 |
200 |
10 |
30 |
|
|
ПМ-20У |
610 |
150 |
710 |
270 |
20 |
60 |
Катодная защита магистрального нефтепровода
Мощность СКЗ определяется
где Iдр - ток СКЗ в точке дренажа, А;
- напряжение на зажимах источника постоянного тока, В.
Общее число СКЗ
где Lобщ - общая длина трубопровода, км;
L - расчетная длина защищаемого участка трубопровода, км.
Расчетную длину защищаемого участка трубопровода можно определить по формуле
.
Вышеприведенные потенциалы связаны между собой выражением
Величины потенциалов при защите подземных металлических сооружений от коррозии измеряют по отношению к медно-сульфатному электроду сравнения (МЭС).
Многочисленными сравнениями установлено, что величина естественного потенциала подземных металлических сооружений колеблется в интервале от - 0,23 до - 0,72 В, причем практический диапазон изменения Еест составляет от - 0,45 до - 0,60 В. Поэтому, если не имеется точных данных о величине естественного потенциала стали в данном грунте, принято считать Еест = - 0,55 В (по МЭС).
Отсюда, пользуясь формулой (3.4), легко получить предельные значения наложенного потенциала для стального изолированного трубопровода: Emax = -1,1 - (- 0,55) = -0,55 В, Emin = - 0,85 - (- 0,55) = - 0,30 В,
где кв - коэффициент, учитывающий влияние смежной СКЗ
,
где - постоянная распространения тока вдоль трубопровода
,
где RТ - продольное сопротивление трубопровода вычисляют по формуле
,
где Т - удельное электросопротивление трубной стали,
Т 0,245 Оммм2/м;
D, - наружный диаметр трубопровода и толщина стенки;
Rиз - сопротивление единицы длины изоляции
,
где Rиз(нс) - сопротивление изоляционного покрытия.
- коэффициент работы анодного заземления определяется по формуле
,
где Г - удельное электросопротивление грунта
,
где ri - удельное электросопротивление грунта на участке длиной Li;
- доля участка длиной Li в обшей протяженности трубопровода L.
Рассмотрим принципиальную электрическую схему катодной защиты (рис. 3.3). Как следует из этой схемы, для наиболее простого случая катодной защиты общее сопротивление цепи можно представить как ряд последовательно соединенных отдельных сопротивлений: R1 и R5 - сопротивления соединительных проводов; R2 - сопротивление растеканию тока с анодного заземления в окружающую почву; R3 - сопротивление почвы между анодным заземлением и защищаемым сооружением; R4 - общее сопротивление тока на пути «почва - металл защищаемого сооружения - точка дренажа».
Рис.3.3. Электрическая схема катодной защиты для расчета мощности СКЗ
Если пренебречь относительно малой величиной сопротивления К3 (из-за большого сечения почвенного проводника), то общее сопротивление цепи катодной защиты
где Ra = R2 сопротивление растеканию тока с анодного заземления; Rпр = R1 + R5 - сопротивление соединительных проводов;
Rк = R4 - сопротивление собственно защиты.
Таким образом,
где
Силу тока в точке дренажа определяют по формуле
где Zвх - входное сопротивление трубопровода, Ом;
где - удельное электрическое сопротивление грунта, Омм;
у - расстояние от трубопровода до анодного заземления, м, у = 50 … 500 м;
Сопротивление растеканию тока одиночного вертикального электрода в коксовой засыпке (при lа << 4h; da << 2la)
,
где d, da, la - соответственно диаметр электрода, диаметр и длина засыпки (табл. 3.4); протекторный анодный заземлитель трубопровод
h - расстояние от поверхности земли до середины электрода;
a - удельное сопротивление засыпки Омм; a = 0,2 Омм.
Оптимальное число электродов анодного заземления
где Сэ - стоимость электроэнергии, руб/кВт;
u - коэффициент использования электрода; u = 0,95;
- время работы СКЗ в году;
( + ) - норма амортизированных отчислений;
Са - стоимость установки одного электрода, руб.;
- КПД катодной установки; = 0,7;
в - коэффициент экранирования электродов при выбранном расстоянии между ними (табл. 3.5).
Таблица 3.4 Техническая характеристика комплектных анодных заземлителей
|
Тип |
Материал электрода |
Размеры, мм |
Масса, кг |
Эл. хим. эквивалент, кг/А•год |
|||||
|
электрод |
общие |
электр. |
общая |
||||||
|
диаметр |
длина |
диаметр |
длина |
||||||
|
АК-1 |
сталь |
50 |
1400 |
185 |
1420 |
21 |
60 |
1,0 |
|
|
АК-3 |
железокрем. |
40 |
1400 |
185 |
1420 |
12 |
53 |
0,12 |
|
|
АК-1 Г |
68 |
1400 |
225 |
1700 |
41 |
90 |
0,12 |
||
|
АК-2Г |
40 |
1400 |
150 |
1700 |
12 |
60 |
0,12 |
||
|
ЗЖК-12-КА |
... |
30 |
1400 |
185 |
1425 |
80 |
40 |
0,12 |
|
|
ЗЖК-41п-КА |
68 |
1400 |
240 |
1700 |
41 |
100 |
0,12 |
||
|
АКЦ |
сталь |
50 |
1700 |
150 |
- |
26 |
- |
1,0 |
Таблица 3.5 Коэффициент экранирования вертикальных трубчатых заземлителей, размещенных в ряд (в)
|
Число труб |
Отношение расстояния между трубами к длине трубы |
|||
|
2 |
0,84 - 0,87 |
0,9 - 0,92 |
0,93 - 0,95 |
|
|
3 |
0,76 - 0,8 |
0,85 - 0,88 |
0,9 - 0,92 |
|
|
5 |
0,67 - 0,72 |
0,79 - 083 |
0,85 - 0,88 |
|
|
10 |
0,56 - 0,62 |
0,72 - 0,77 |
0,79 - 0,83 |
|
|
15 |
0,51 - 0,56 |
0,66 - 0,73 |
0,76 - 0,80 |
|
|
20 |
0,41 - 0,5 |
0,65 - 0,7 |
0,74 - 0,79 |
|
|
50 |
0,38 - 0,43 |
0,56 - 0,63 |
0,68 - 0,74 |
Сопротивление растеканию тока с анодного заземления
Оптимальная плотность тока в дренажной линии
где пр - удельное сопротивление металла проводов, принимаемое пр = 0,029 мм2/м;
С1 - стоимость прокладки дренажной линии.
Оптимальное сечение дренажного провода
Сопротивление дренажной линии
Проводник стали
где пр - удельное сопротивление металла проводов, принимаемое
пр = 0,02910-6 Омм;
Sпр = 16 мм2;
lпр - длина проводника.
Среднее значение потребляемой мощности СКЗ = Iдр.
В зависимости от величины подбирается соответствующая марка СКЗ.
На основании закона Фарадея срок анодного заземления (в годах), установленного в грунт, определяется по формуле
где G - общий вес рабочих электродов заземления, кг;
и - коэффициент использования электродов; (и = 0,95);
q - электрохимический эквивалент материала электродов, кг/а год.
Расчет числа СКЗ
Где Rп - переходное сопротивление «трубопровод-грунт»
Rп.н - начальное переходное сопротивление «трубопровод-грунт», не задано, принимаем равным 104 Омм2
- показатель скорости старения покрытия, 0,116-0,133 1/год, принимаем равным 0,125 1/год
tн.с - нормативный срок эксплуатации устройств катодной защиты
- норма амортизационных отчислений, идущая на полное восстановление основных фондов, принимается равным 10,5 %/год
лет
Омм2
Омм
1/м
Emax = -1,1 - (- 0,55) = -0,55 В,
Emin = - 0,85 - (- 0,55) = - 0,30 В
Значение у не задано, принимаем 350 м.
Ом
м
принимаем 71 станция
м
А
Сечение проводника принимаем Sпр = 16 мм2 по условию, h принимаем 2 м
Ом
Ом
В
Ом
В
В
В
Вт
года
Протекторная защита магистральных трубопроводов
Расчет протекторной защиты трубопроводов сводится к определению длины защищаемого участка трубопровода L и срока службы протекторов Т.
Длину зоны действия защиты на изолированном трубопроводе можно определить с достаточной для инженерных расчетов точностью по следующей формуле
,
где Rиз - сопротивления изоляции трубопровода на единице длины, Омм;
Rпр - сопротивление растеканию тока с протектора, Ом;
пр - потенциал протектора до подключения его к трубопроводу, В; для магниевых протекторов пр = - 1,6 В по МЭС;
- минимальный защитный потенциал.
Сопротивление растеканию тока групповой протекторной установки при h >> la/4 и la >> da/2 определяется по формуле
,
где г - удельное сопротивление грунта, окружающего протектор Омм;
а - удельное сопротивление активатора, Омм; а=0,2 Омм;
dпр, lпр - соответственно диаметр и высота столба протектора с активатором, окружающего протектор;
d - диаметр протектора;
h - глубина установки протектора от поверхности земли до середины протектора;
N - число протекторов в грунте;
в - коэффициент, учитывающий взаимное экранирование вертикальных протекторов в группе.
При защите трубопровода одиночными протекторами N = 1 и в = 1.
Срок службы протекторной установки вычисляется по формуле
где G - масса протекторной установки, кг.;
qпр- теоретический электрохимический эквивалент материала протектора, кг/ (А год);
Jпр - сила тока в цепи протекторной установки, А;
и - коэффициент использования протектора (и = 0,95);
пр - КПД протектора (пр = 0,5).
Сила тока в цепи протекторной установки при подключении ее к трубопроводу определяется зависимостью
Произведем расчет для протектора с активатором
Для определения в воспользуемся рисунком 1
Принимаем в = 0,83
Ом
Ом
Для трубопроводов с полимерной изоляцией = -1,15 В.
Тогда
м
Если не имеется точных данных о величине естественного потенциала стали в рассматриваемом грунте, то рекомендуется принимать ест = -0,55 В по МЭС.
Тогда
А
qпр- теоретический электрохимический эквивалент материала протектора, для магниевых протекторов qпр = 3,95 кг/ (А год);
года
Рис. 1. Зависимость коэффициента экранирования вертикальных протекторов от числа при различных отношениях ,
а - без активатора б - с активатором
Размещено на Allbest.ru
...Подобные документы
Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода, определение диаметра и толщины стенки трубопровода, выбор насосного оборудования. Расчет на прочность и устойчивость, выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода.
курсовая работа [129,7 K], добавлен 26.06.2010Технологический расчет нефтепровода и выбор насосно-силового оборудования. Определение длины лупинга и расстановка нефтеперекачивающей станции по трассе нефтепровода. Расчет режима работы нефтепровода при увеличении производительности удвоением станций.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 14.05.2021Технико-экономическое обоснование годовой производительности и пропускной способности магистрального трубопровода. Определение расчетной вязкости и плотности перекачиваемой нефти. Гидравлический расчет нефтепровода. Определение числа насосных станций.
курсовая работа [2,5 M], добавлен 30.05.2016Выбор режимов эксплуатации магистрального нефтепровода. Регулирование режимов работы нефтепровода. Описание центробежного насоса со сменными роторами. Увеличение пропускной способности нефтепровода. Перераспределение грузопотоков транспортируемой нефти.
отчет по практике [551,4 K], добавлен 13.04.2015Классификация нефтепроводов, принципы перекачки, виды труб. Технологический расчет магистрального нефтепровода. Определение толщины стенки, расчет на прочность, устойчивость. Перевальная точка, длина нефтепровода. Определение числа перекачивающих станций.
курсовая работа [618,9 K], добавлен 12.03.2015Характеристика магистральных нефтепроводов. Определение диаметра и толщины стенки трубопровода. Расчет потерь напора по длине нефтепровода. Подбор насосного оборудования. Построение гидравлического уклона, профиля и расстановка нефтяных станций.
курсовая работа [146,7 K], добавлен 12.12.2013Особенности формирования системы магистральных нефтепроводов на территории бывшего СССР. Анализ трассы проектируемого нефтепровода "Пурпе-Самотлор", оценка его годовой производительности. Принципы расстановки перекачивающих станций по трассе нефтепровода.
курсовая работа [934,0 K], добавлен 26.12.2010Определение расчетных свойств нефти. Вычисление параметров насосно-силового оборудования. Влияние рельефа на режимы перекачки. Расчет и выбор оптимальных режимов работы магистрального нефтепровода с учетом удельных затрат энергии на перекачку нефти.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 21.02.2014Анализ современного состояния нефтепроводного транспорта России. Общая характеристика трассы нефтепровода "Куйбышев-Лисичанск". Проведение комплексной диагностики линейной части магистрального нефтепровода. Принципиальные схемы электрических дренажей.
дипломная работа [2,3 M], добавлен 23.01.2012Структура управления ОАО "Сибнефтепровод". Ведущие виды деятельности компании. Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода. Техническое обслуживание линейной части МН. Наладка оборудования линейной части магистрального нефтепровода.
отчет по практике [2,9 M], добавлен 19.03.2015Рассмотрение механизма протекторной защиты от коррозии, ее преимуществ и недостатков. Построение схемы протекторной защиты. Определение параметров катодной защиты трубопровода, покрытого асфальтобитумной изоляцией с армированием из стекловолокна.
контрольная работа [235,4 K], добавлен 11.02.2016Определение параметров нефтепровода: диаметра и толщины стенки труб; типа насосно-силового оборудования; рабочего давления, развиваемого нефтеперекачивающими станциями и их количества; необходимой длины лупинга, суммарных потерь напора в трубопроводе.
контрольная работа [25,8 K], добавлен 25.03.2015Переход нефтепровода диаметром 325 мм через автомобильную дорогу III категории открытым способом с защитным кожухом диаметра 530 мм. Климатическая характеристика объекта строительства. Подготовительные и основные работы по строительству нефтепровода.
дипломная работа [322,5 K], добавлен 19.04.2016Обоснование проводимых работ по капитальному ремонту участка нефтепровода. Проведение сварочно-монтажных работ и рекультивации земель. Строительство трубопроводов на болотах. Очистка полости и испытание. Расчет режимов ручной электродуговой сварки.
дипломная работа [317,1 K], добавлен 31.05.2015Исходные данные для технологического расчета нефтепровода. Механические характеристики трубных сталей. Технологический расчет нефтепровода. Характеристика трубопровода без лупинга и насосных станций. Расстановка насосных станций на профиле трассы.
курсовая работа [859,1 K], добавлен 04.03.2014Последовательность и содержание работ при ремонте трубопровода. Разработка траншеи и проверочный расчет толщины стенки на прочность и деформацию, проверка на устойчивость данного нефтепровода на подводном переходе. Испытание отремонтированных участков.
курсовая работа [784,3 K], добавлен 24.09.2014Общая характеристика нефтепровода. Климатическая и геологическая характеристика площадки. Генеральный план перекачивающей станции. Магистральные насосные и резервуарный парк НПС-3 "Альметьевск". Расчет системы приточно-вытяжной вентиляции насосного цеха.
дипломная работа [3,0 M], добавлен 17.04.2013Технико-экономическое обоснование и выбор типа установки электрохимической защиты газопровода. Расчет установки электрохимической защиты, эксплуатация протекторной станции. Техника безопасности и мероприятия по охране окружающей среды при эксплуатации.
курсовая работа [750,2 K], добавлен 07.03.2012Разработка технического проекта головной нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода. Обоснование технического решения резервуарного парка станции и выбор магистрального насоса. Расчет кавитационного запаса станции и условия экологии проекта.
контрольная работа [1,8 M], добавлен 08.09.2014Роль трубопроводного транспорта в системе нефтегазовой отрасли промышленности. Гидравлический расчет нефтепровода. Определение количества насосных станций и их размещение. Расчет толщины стенки нефтепровода. Проверка прочности и устойчивости трубопровода.
курсовая работа [179,7 K], добавлен 29.08.2010
