Технологический расчет магистрального нефтепровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Кафедра "Бурение нефтяных и газовых скважин"

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине:

"Проектирование и эксплуатация магистральных газонефтепроводов"

Тема:

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

СОДЕРЖАНИЕ

1. Введение

2. Технологический расчёт магистрального нефтепровода

3. Защита трубопроводов от коррозии

4. Заключение

5. Список рекомендуемой литературы

6. Приложения

1. ВВЕДЕНИЕ

Россия обладает одним из крупнейших в мире потенциалов топливно-энергетических ресурсов: прогнозные запасы нефти оцениваются в 44 млрд. т.

Эти ресурсы распределены по территории нашей страны крайне неравномерно. Главной сырьевой базой страны является Западная Сибирь, а также Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция и Урало-Поволжье. Перспективным районом нефтегазодобычи является Восточная Сибирь.

В то же время основные потребители нефти и газа находятся в европейской части страны. Кроме того, Россия является крупным поставщиком энергоресурсов на мировые рынки.

По сравнению с другими видами транспорта трубопроводы обладают неоспоримыми достоинствами:

- они могут быть проложены в любом направлении и на любое расстояние, независимо от ландшафта;

- их работа практически не зависит от внешних условий (состояния погоды, времени года и суток);

- они надежнее других видов транспорта энергоресурсов и в наибольшей степени автоматизированы;

- доставка осуществляется практически круглый год, без холостого пробега, характерного для других видов транспорта.

В состав магистрального нефтепровода входят следующие комплексы сооружений:

подводящие трубопроводы;

головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС);

промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС);

конечный пункт (КП);

линейные сооружения.

Схема сооружений магистрального нефтепровода:

1 -- промыслы; 2 -- нефтесборный пункт; 3 -- подводящие трубопроводы; 4 -- головная нефтеперекачивающая станция; 5 -- линейная задвижка; 6 -- подводный переход; 7 -- переход под железной дорогой; 8 -- промежуточная нефтеперекачивающая станция; 9 -- надземный переход через овраг (ручей); 10 -- конечный пункт нефтепровода (нефтебаза);11 -- пункт налива нефти в железнодорожные цистерны; 12 -- перевалка на водный транспорт; 13 -- пункт сдачи нефти на нефтеперерабатывающем заводе.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

Цель технологического расчета: определить толщину стенки нефтепровода, сделать гидравлический расчет, подобрать насосно-силовое оборудование, определить число насосных станций, расставить их трассе нефтепровода и сделать аналитическую проверку работы НПС.

Исходные данные к задаче

№ варианта	G, млн. т/год	L, км	?Z, м	кг/м3	сСт	сСт	расч 0С	К, число рабочих насосов НПС
17	42	530	70	843	19	10	11	3

где G - производительность (млн. т/год); - плотность нефти (кг/м³); , - вязкость нефти (сСт); _расч - расчетная температура нефти, минимальная температура нефти в трубопроводе (⁰С).

Решение

1. Определение плотности нефти при расчётной температуре:

,

где t - расчетная температура; - коэффициент объемного расширения.

При = 840 - 849 кг/м³ коэффициент =0,000841 1/С

кг/м?

2. Определение вязкости при расчетной температуре , где - вязкость при любой известной температуре, например .

3. Определение расчетной производительности

,

где - число рабочих дней трубопровода в году

Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов определяется в соответствии с таблицей:

Протяженность нефтепровода, км	Диаметр нефтепровода, мм
	до 820 включительно	Свыше 820
до 250	357	355
свыше 250 до 500	356/355	353/351
свыше 500 до 700	354/352	351/349
свыше 700	352/350	349/345

Наружный диаметр определяется из таблицы "Параметры магистральных нефтепроводов":

Производительность, млн. т. год	Диаметр (наружный), мм	Рабочее давление
		МПа	кгс/см2
0,7-1,2	2129	8,8-9,8	90-100
1,1-1,8	273	7,4-8,3	75-85
1,6-2,4	325	6,6-7,4	67-75
2,2-3,4	377	5,4-6,4	55-65
3,2-4,4	426	5,4-6,4	55-65
4-9	530	5,3-6,1	54-62
7-13	630	5,1-5,5	52-56
11-19	720	5,6-6,1	58-62
15-27	820	5,5-5,9	56-60
23-55	1020	5,3-5,9	54-60
41-90	1220	5,1-5,5	52-56

Соответственно, = 1220 мм, а = 351/349 cут.

4. Чтобы определить внутренний диаметр , нужно рассчитать толщину стенки нефтепровода по формуле:

Где - коэффициент надежности по нагрузке (для нефтепроводов работающих по системе "из насоса в насос" =1,15); - внутреннее давление в трубопроводе, определяется, исходя из давления, создаваемого основными насосами и подпорным насосом; =1020 мм; - расчетное сопротивление металлической трубы и сварных соединений:

,

где - нормативное сжатие растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, определяемое из условий работы на разрыв, равное пределу прочности в соответствии с маркой стали (при рабочем давлении 5,4 МПа, =1020 мм, марке стали 17Г1С (ВТЗ, ТУ14-3-721-78 (Приложение 1)), =510МПа, =1,4); - коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от его категории (для трубопроводов III и IV категории (D>700 мм, транспорт нефти) =0,9); - коэффициент надежности по материалу; - коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра (при =1,00).

,

По часовой производительности определяется марка насоса и находится напор насоса при максимальном роторе, приняв число рабочих насосов равным трем. Напор основных насосов будет 3, затем нужно по определить марку подпорного насоса и напор подпорного насоса при максимальном роторе , затем находят рабочее давление в трубопроводе:

5. Определяем марку насоса (Приложение 2) и найдем напор насоса при верхнем и нижнем роторе, приняв число рабочих насосов равным 3. Напор основных насосов 3.

Выбираем основной насос по (м³/час): при =5886,31 м³/час подходит насос НМ 5000-210:

=225,9 м (ротор верхний),

=133,9 м (ротор нижний).

Выбираем подпорный насос: при =5886,31м³/час подходит насос НПВ5000-120: =151,3 м (ротор верхний), =12,7 м (ротор нижний).

Считаем, что у нас 3 основных и 1 подпорный насос. Найдем рабочее давление в трубопроводе:

а) = (151,3+3•227,9)•849,429•9,81=7,0 МПа;

б) = (120,7+3•227,9)•849,429•9,81=6,7 МПа;

в) (151,3+3•133,9)•849,429•9,81=4,6 МПа;

г) (120,7+3•133,9)•849,429•9,81=4,35 МПа.

Сравнив рабочее давление с давлением, рекомендованным для данной производительности: P_раб ? Р_{раб.прил};

= 4,6 МПа.

6. Определим толщину стенки трубы при =4,6 МПа

,

принимаем =9,0 мм, как ближайшую большую по сортаменту для стали 17Г1С, Волжский трубный завод ТУ 14-3-721-78.

мм.

7. Режим течения нефти в нефтепроводе :

,

где - секундный расход, м³/с; - внутренний диаметр трубопровода, м; - кинематическая вязкость при расчетной температуре, м²/с.



8. Определяем число Рейнольдса:

Определяют граничные значения : и

;

,

где - абсолютная шероховатость трубопровода, принимается по ВНТП-2-86,

=(0,1?0,2)мм; - внутренний диаметр трубопровода мм.

;

;

2320<34487<47213.

,

значит режим течения - турбулентный (смешанное трение).

Тогда =0,1; =

9. Гидравлический уклон определяем по двум формулам:

,

- скорость течения нефти.

;

.

10. Потери напора на трение в нефтепроводе по формуле Дарси-Вейсбаха:

м.

11. Полные потери напора в нефтепроводе:

, м.

м, при м.

12. Напор одной станции:

,

где - число основных насосов, =3; - напор основного насоса (определяется по характеристике насоса в приложении 3); - внутристанционные потери напора, =15 м, по ВНТП 2-86; м.

13. Определяем число станций

.

Округляем число станций в меньшую сторону , станций.

Снизим сопротивление линейной части, т.е. построим лупинг длиной на первом перегоне:

Если , то поправка , учитывающая изменение гидравлического уклона на участке трубопровода с лупингом

Уклон лупинга:

Необходимый напор одной станции:

м.

Действительный напор одного насоса:

 м.

Уточнив , производят обточку рабочего колеса насоса.

,

где - рабочая производительность, м³/с; - напор при , м; - напор при , м; , , , - любые точки, взятые с характеристики насоса (Приложение 3):

=1,5 м³/с, м, =1,6 м³/с, м.

=, т.е. обрезаем на 3,5%

мм - новый диаметр ротора.

Характеристика НПС на трассе при :

№ НПС	, км	, км	, м
1	0	0	0	0
2	106	106	15	15
3	202	96	28	13
4	308	106	41	13
5	404	96	52	11
КП	530	126	70	18
У

14. Проверка режима работы всех НПС при условии:

[]=;

[]= МПа;

= м;

=;

,

где =760 мм. рт. ст.; = 500 мм. рт. ст.; определяется с графика насоса, [м]; =42 м; = 10 м.

м.

Насос не обладает самовсасывающей способностью, нужен подпор величиной:

[]= м.

Проверяем режим работы станций из условий:

, при м;

;

м;

;

м;

;

Проверка сошлась, следовательно, станции расставлены верно.

15. Строим совместный график работы нефтепровода и всех НПС и определяют графическую рабочую точку системы.

Построение характеристики:

= 5886 м³/час = 1,635 м?/с, =136 м;

= 5086 м³/час = 1,413 м?/с, =146 м;

= 6686 м³/час = 1,857 м?/с, =120 м.

Суммарный напор всех станций



Характеристики станций (Приложение 3):

= 1,635 м?/с, =136 м, =136·3·5-15·5=1968 м;

= 1,413 м?/с, =146 м, =146·3·5-15·5=2115 м;

= 1,857 м?/с, =120 м, =120·3·5-15·5=1725 м.

Характеристика трубопровода строится по уравнению:

.

Характеристика трубопровода при =0,00443, m=0,1

1)

2)

3)

Строим характеристику в масштабе, принимая масштаб по горизонтали: 1мм=0,005 м³/с; по вертикали 1 мм= 10 м.

Рабочая точка системы:

(полные потери).

3. ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ

Коррозией металлов называется разрушение или изменение его свойств, вызванное химическими или электрохимическими процессами при взаимодействии с окружающей средой. По характеру взаимодействия металла с окружающей средой различают два основных вида коррозии: химическую и электрохимическую.

Химическая коррозия относится к случаям изменения свойств металла в результате химических реакций без возникновения и протекания электрического тока. К этому виду коррозии относится газовая коррозия и коррозия в неэлектролитах.

- Газовая коррозия происходит в результате взаимодействия металла с сильно разогретым газом при полном отсутствии влаги (например, коррозия лопаток газовых турбин, образование окалины при термической обработке металла и т.п.)

- Коррозия в неэлектролитах разрушение металлов в жидких или газообразных неэлектропроводных средах (коррозия при взаимодействии с нефтепродуктами, содержащими серу).

Электрохимическая коррозия - это окисление металлов в электропроводных средах, сопровождающееся образованием и протеканием электрического тока. При этом на различных участках на поверхности металла возникают анодные и катодные участки. Коррозионные разрушения образуются только на анодных участках.

К электрохимическим коррозионным процессам относятся:

- коррозия в электролитах (жидкостях, проводящих электрический ток: речная и морская вода, растворы солей, кислот и щелочей);

- почвенная коррозия - разрушение металла под воздействием почвенного электролита;

- электрокоррозия - коррозия металлических сооружений под воздействием блуждающих токов;

- контактная коррозия - коррозия металлов в присутствии воды, вызванная непосредственным воздействием двух и более металлов, имеющих разный электрохимический потенциал;

- атмосферная коррозия - разрушение металлов в среде атмосферного воздуха или другого влажного газа;

- биокоррозия - коррозия, вызванная жизнедеятельностью микроорганизмов, которые выделяют вещества, ускоряющие коррозионные процессы.

Процесс коррозии металла начинается с его поверхности и распространяется вглубь. Различают сплошную и местную коррозию.

При сплошной коррозии вся поверхность металла покрыта слоем продуктов коррозии. Сплошная коррозия может быть равномерной - протекающей с одинаковой скоростью по всей поверхности, и неравномерной - протекающей с неодинаковой скоростью на различных участках поверхности металла (например, коррозия углеродистой стали в морской воде). Неравномерность сплошной коррозии прямо пропорционально зависит от агрессивности коррозионной среды.

Местная коррозия - разрушение металла на отдельных участках поверхности. Различают следующие виды местной коррозии:

- пятнами (толщина слоя продуктов коррозии много меньше площади пятна);

- язвенная (глубина повреждения значительна и соизмерима с его площадью);

- точечная (питтинговая) - глубина повреждения много больше его диаметра. Точечная коррозия может перейти в сквозную при благоприятных условиях коррозионных процессов.

- подповерхностная - вспучивание в виде пузырей и расслоение металла (коррозионный процесс идет под слоем неповрежденного металла);

- межкристаллитная (распространяется по границам кристаллов металла и приводит к потере прочности и пластичности);

- структурно-избирательная (разрушается какой-либо один элемент сплава);

- коррозионное растрескивание (происходит в результате сочетания коррозионного и механического воздействия на металл).

Рис.1 - Основные виды коррозионных разрушений

Местная коррозия является причиной возникновения концентраторов напряжений, поэтому она более опасна, чем сплошная.

Основной причиной коррозии металла трубопроводов и резервуаров является термодинамическая неустойчивость металлов. Именно поэтому подавляющее большинство металлов в земной коре находится в связанном состоянии в виде окислов, солей и других соединений. Согласно второму закону термодинамики, любая система стремится перейти из состояния с большей энергией в состояние с меньшей энергией.

Энергия, которой обладают вещества, называется химической энергией.

Она создается движением электронов на электронных орбитах атомов и молекул. При определенных условиях химическая энергия может превращаться в другие виды энергии, совершать работу (например, работу образования химических соединений).

Применительно к веществам 2-й закон термодинамики звучит так: самопроизвольно совершаются только такие химические превращения, в результате которых образуются вещества с меньшей химической энергией. Практически для всех металлов (кроме золота) при образовании окислов, солей и т. д. это правило выполняется. Поэтому окисление металлов, т. е. их коррозия, в естественных условиях процесс неизбежный.

Практически круговорот металла в природе выглядит так. Металлургическая промышленность, затрачивая большое количество энергии, осуществляет восстановление металлов из руд в свободное состояние, то есть переводит их на более высокий энергетический уровень. Однако, когда этот металл уже в виде какой-то конструкции подвергается действию окислителей (кислорода), он самопроизвольно переходит в более стабильное окисленное состояние.

На интенсивность протекания процессов коррозии оказывают влияние различные факторы:

- неоднородный состав металла (содержащиеся в стали легирующие добавки и примеси благоприятствуют образованию коррозионных пар в агрессивной среде);

- неоднородность условий на поверхности металла (наличие царапин, вмятин сварных швов, окалины на поверхности металла приводит к образованию анодных и катодных участков и является очагами коррозии);

- неоднородность условий окружающей среды: различная влажность грунта в области прокладки трубопровода и различная аэрация (доступ кислорода к участкам трубопровода);

- неоднородность транспортируемой среды (наличие воды и растворенных солей может привести к образованию ручейковой коррозии на внутренней поверхности трубопровода).

Рис.2 Примеры возникновения коррозионных элементов на трубопроводе в результате различия условий на поверхности металла: А - анодная зона; К - катодная зона (стрелки указывают на движение ион-атомов металла)

Основные способы защиты трубопроводов от коррозии

Все способы, продляющие срок службы трубопроводов, можно разделить на четыре группы:

- Введение в металл компонентов, повышающих коррозионную стойкость. Метод применяется на стадии изготовления металла. Одновременно из металла удаляются примеси, понижающие коррозионную устойчивость.

- Воздействие на окружающую среду. Метод основан на введении ингибиторов коррозии (веществ, которые вводят в среду для замедления реакции) для дезактивации агрессивной среды.

- Пассивная защита. Заключается в нанесении на поверхность трубы защитного изоляционного покрытия на основе битума, полимерных лент или напыленного полимера. Изоляционные покрытия должны обладать сплошностью, высокой диэлектрической способностью, адгезией, механической прочностью, водонепроницаемостью, эластичностью, биостойкостью, термостойкостью, долговечностью и недефицитностью.

- Активная защита. К этому методу относятся катодная, протекторная и дренажная защита.

Изоляционные покрытия, применяемые на трубопроводах, должны удовлетворять следующим основным требованиям:

* обладать высокими диэлектрическими свойствами;

быть сплошными;

обладать хорошей адгезией (прилипаемостью) к металлу трубопровода;

быть водонепроницаемыми;

обладать высокой механической прочностью и эластичностью; высокой биостойкостью;

* быть термостойкими (не размягчаться под воздействием высоких температур и не становиться хрупкими при низких);

* конструкция покрытий должна быть сравнительно простой, а технология их нанесения -- допускать возможность механизации.

Материалы, входящие в состав покрытия, должны быть недефицитными, а само покрытие -- недорогим, долговечным.

Противокоррозионную защиту подземных трубопроводов осуществляют:

покрытиями на основе полимерных материалов (полиэтилена, термоусаживающихся и термореактивных полимеров, эпоксидных красок и др.), наносимыми в заводских или базовых условиях;

покрытиями на основе термоусаживающихся материалов, полимерных липких лент, битумных и асфальтосмолистых мастик, наносимыми в базовых и трассовых условиях.

Государственный стандарт по защите от коррозии рекомендует 22 конструкции защитных покрытий трубопроводов нормального и усиленного типов. Покрытия усиленного типа значительно более разнообразны по конструкции (их 19). К ним предъявляются повышенные требования по таким показателям, как прочность и относительное удлинение при разрыве, адгезия к стали, переходное сопротивление и др.

Усиленный тип защитных покрытий применяется на трубопроводах диаметром 820 мм и более независимо от условий прокладки, а также независимо от диаметра трубопроводов при прокладке их в зонах повышенной коррозионной опасности:

в засоленных почвах любого района страны;

в болотистых, заболоченных, черноземных и поливных почвах, а также на участках перспективного обводнения или орошения; на подводных переходах и в поймах рек, а также на переходах через железные и автомобильные дороги;

на участках промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлака;

* на участках блуждающих токов источников постоянного тока; 456

* на участках трубопроводов с температурой транспортируемого продукта выше 30 °С;

* на территориях насосных станций;

* на пересечениях с различными трубопроводами;

* на участках трубопроводов, прокладываемых вблизи рек, каналов, озер, водохранилищ, а также населенных пунктов и предприятий. Во всех остальных случаях применяются защитные покрытия нормального типа.

В зависимости от используемых материалов различают мастичные, полимерные и комбинированные покрытия.

Изоляционные покрытия не гарантируют необходимой защиты подземных трубопроводов от коррозии. Исходя из этого, защита трубопроводов от подземной коррозии независимо от коррозионной активности грунта и района их прокладки должна осуществляться комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты.

Электрохимическая защита осуществляется катодной поляризацией трубопроводов.

1. Если катодная поляризация производится с помощью внешнего источника постоянного тока, то такая защита называется катодной.

При катодной защите трубопровода положительный полюс источника постоянного тока (анод) подключается к специальному анодному заземлителю, а отрицательный (катод) - к защищаемому сооружению.

Принцип действия катодной защиты аналогичен электролизу. Под воздействием электрического поля начинается движение электронов от анодного заземлителя к защищаемому сооружению. Теряя электроны, атомы металла анодного заземлителя переходят в виде ионов в раствор почвенного электролита, то есть анодный заземлитель разрушается. На катоде (трубопроводе) наблюдается избыток свободных электронов (восстановление металла защищаемого сооружения).

Рис.3 -- Принципиальная схема катодной защиты трубопровода: 1 -- линия электропередачи; 2 -- трансформаторный пункт; 3 -- станция катодной защиты; 4 -- трубопровод; 5 -- анодное заземление; 6 -- кабель

2. Если катодная поляризация металлических сооружений осуществляется присоединением к металлу, имеющему более электроотрицательный потенциал, то такая защита называется протекторной. Этот тип защиты применяют при прокладке трубопроводов в труднодоступных районах, удаленных от источников электроэнергии.

Принцип действия протекторной защиты аналогичен гальванической паре. Два электрода - трубопровод и протектор (изготовленный из более электроотрицательного металла, чем сталь) соединяются с проводником. При этом возникает разность потенциалов, под действием которой происходит направленное движение электронов от протектора-анода к трубопроводу-катоду. Таким образом, разрушается протектор, а не трубопровод. Сила тока при этом контролируется с помощью контрольно-измерительной колонки.

Рис.4 - Принципиальная схема протекторной защиты: 1 - трубопровод; 2 - протектор; 3 - проводник; 4 - контрольно-измерительная колонка

Материал протектора должен отвечать следующим требованиям:

- Обеспечивать наибольшую разность потенциалов металла протектора и стали;

- Ток при растворении единицы массы протектора должен быть максимальным;

- Отношение массы протектора, израсходованной на создание защитного потенциала, к общей массе протектора должно быть наибольшим.

Предъявляемым требованиям в наибольшей степени отвечают магний, цинк и алюминий. Эти металлы обеспечивают практически равную эффективность зашиты. Поэтому на практике применяют их сплавы с применением улучшающих добавок (марганца, повышающего токоотдачу и индия - увеличивающего активность протектора).

3. Электродренажная защита предназначена для защиты трубопроводов от блуждающих токов. Источником блуждающих токов является электротранспорт, работающий по схеме "провод-земля". Ток от положительной шины тяговой подстанции (контактный провод) движется к двигателю, а затем через колеса к рельсам. Рельсы соединяются с отрицательной шиной тяговой подстанции. Из-за низкого переходного сопротивления "рельсы-грунт" и нарушения перемычек между рельсами часть тока стекает в землю. Если поблизости находится трубопровод с нарушенной изоляцией, ток проходит по трубопроводу до тех пор, пока не будет благоприятных условий для возвращения к минусовой шине тяговой подстанции. В месте выхода тока трубопровод разрушается. Разрушение происходит за короткое время, поскольку блуждающий ток стекает с небольшой поверхности. Электродренажной защитой называется отведение блуждающих токов от трубопровода на источник блуждающих токов или специальное заземление. Применяют прямой, поляризованный и усиленный дренажи. Прямой электрический дренаж -- это дренажное устройство двусторонней проводимости, которое включает в себя: реостат, рубильник, плавкий предохранитель и сигнальное реле. Сила тока в цепи "трубопровод -- рельс" регулируется реостатом. Если величина тока превысит допустимую величину, то плавкий предохранитель сгорит, ток потечет по обмотке реле, при срабатывании которого включается звуковой или световой сигнал.

Прямой электрический дренаж применяется в тех случаях, когда потенциал трубопровода постоянно выше потенциала рельсовой сети, куда отводятся блуждающие токи. В противном случае дренаж превратится в канал для натекания блуждающих токов на трубопровод.

Поляризованный электрический дренаж -- это дренажное устройство, обладающее односторонней проводимостью. От прямого дренажа поляризованный отличается наличием элемента односторонней проводимости (вентильный элемент). При поляризованном дренаже ток протекает только от трубопровода к рельсу, что исключает натекание блуждающих токов на трубопровод по дренажному проводу.

Усиленный дренаж применяется в тех случаях, когда нужно не только отводить блуждающие токи с трубопровода, но и обеспечить на нем необходимую величину защитного потенциала. Усиленный дренаж представляет собой обычную катодную станцию, подключенную отрицательным полюсом к защищаемому сооружению, а положительным -- не к анодному заземлению, а к рельсам электрифицированного транспорта.

За счет такой схемы подключения обеспечивается: во-первых, поляризованный дренаж (за счет работы вентильных элементов в схеме СКЗ), а во-вторых, катодная станция удерживает необходимый защитный потенциал трубопровода. После ввода трубопровода в эксплуатацию производится регулировка параметров работы системы их защиты от коррозии. При необходимости с учетом фактического положения дел могут вводиться в эксплуатацию дополнительные станции катодной и дренажной защиты, а также протекторные установки.

Эксплуатация установок электрохимической защиты трубопроводов осуществляется в соответствии с общими "Правилами защиты подземных металлических сооружений от коррозии". Катодные и электродренажные установки должны работать непрерывно, не считая кратковременных отключений катодных станций при планово-предупредительном ремонте. Обслуживание электрозащитных устройств, обеспечение их беспробойной работы, а также контроль состояния подземных трубопроводов осуществляется линейно - эксплутационной службой трубопровода (ЛЭС), которая оснащается передвижными лабораториями электрохимической защиты.



Рис. 9 -- Принципиальные схемы электрических дренажей: а) - прямой; б) - поляризованный; в) - усиленный; 1 -- трубопровод; 2 -- дренажный кабель; 3 -- амперметр; 4 -- реостат; 5 -- рубильник; 6 -- вентильный элемент; 7 -- плавкий предохранитель; 8 -- сигнальное реле; 9 -- рельс; 10 -- выпрямитель; 11 -- переключатель; 12 -- трансформатор

К работам по эксплуатации, наладке, измерениям параметров и ремонту установок и устройств электрохимической защиты допускается электротехнический персонал, знающий правила техники безопасности и имеющий квалификационную группу не ниже третьей. Электрооборудование станций катодной защиты надежно заземляется, а при питании станций от воздушных электропередач 6кВ и выше они должны соответствовать грозозащтным устройствам. Защитные заземления должны соответствовать требованиям действующих "Правил устройства электроустановок" и содержаться в исправном состоянии.

Персонал, обслуживающий электрохимические защитные установки, обеспечивается индивидуальными средствами защиты.

4. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Технологический расчет магистрального нефтепровода предусматривает решение следующих основных задач:

- определение оптимальных параметров нефтепровода;

- расстановка станций по трассе нефтепровода;

- расчет эксплуатационных режимов нефтепровода.

В данной курсовой работе был произведен технологический расчет магистрального нефтепровода диаметром 1020мм, производительностью 42 млн.т/год и длиной 530 км.

Исходя из этих данных, были определены расчетная производительность , рабочее давление , толщина стенки трубопровода , выбраны оптимальные насосы для НПС (каждая НПС имеет 3 основных насоса типа НМ 5000-210 и 1 подпорный типа НПВ 5000-120), гидравлический уклон , полные потери напора по всей длине нефтепровода при разности высот начала и конца трубопровода .

Из расчетов видно, для того чтобы поддержать в конце трубопровода заданный напор необходимо строительство 5,05 станций. Соответственно, можно построить 6 насосных станций или 5, но со строительством лупинга. После расчетов параметров и длины лупинга, получили, что длина лупинга небольшая . Т.к. строительство 5 станций и лупинга экономически выгоднее, то выбираем этот вариант.

После построения совмещенной характеристики НПС и нефтепровода видно, оптимальный режим работы нефтепровода при .

Для сведения к минимуму риска коррозионных повреждений трубопроводы защищают антикоррозионными покрытиями и дополнительно средствами электрохимзащиты (ЭХЗ). При этом изоляционные покрытия обеспечивают первичную ("пассивную") защиту трубопроводов от коррозии, выполняя функцию "диффузионного барьера", через который затрудняется доступ к металлу коррозионноактивных агентов (воды, кислорода воздуха). При появлении в покрытии дефектов предусматривается система катодной защиты трубопроводов - "активная" защита от коррозии.

Для того, чтобы защитное покрытие эффективно выполняло свои функции, оно должно удовлетворять целому ряду требований, основными из которых являются: низкая влагокислородопроницаемость, высокие механические характеристики, высокая и стабильная во времени адгезия покрытия к стали, стойкость к катодному отслаиванию, хорошие диэлектрические характеристики, устойчивость покрытия к УФ и тепловому старению. Изоляционные покрытия должны выполнять свои функции в широком интервале температур строительства и эксплуатации трубопроводов, обеспечивая их защиту от коррозии на максимально возможный срок их эксплуатации.

магистральный нефтепровод коррозионный повреждение

5. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. СНиП 2.05.06-85. Строительные нормы и правила. Магистральные трубопроводы.

2. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов (ВНТП 2-86). М., 1986.

3. Эксплуатация магистральных нефтепроводов. Учебное пособие. Под общей редакцией Земенкова Ю.Д. Тюмень. Издательство "Вектор Бук", 2003, 664 с.

4. Коршак А.А. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: Учебник для вузов/А.А. Коршак, А.М. Нечваль; под ред. А.А. Коршака.-СПб.: Недра, 2008.-488 с.

6. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Коршак А.А., Шаммазов А.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов. - Уфа: ООО "Дизайн-ПолиграфСервис", 2002. - 658с.

Приложение 1

Перечень технических условий на стальные трубы большого диаметра

отечественного производства и их характеристики

Поставщик труб №№ технических условий	Рабочее давление, МПа (кг/см2)	Наружный (внутренний) диаметр труб, мм	Номинальная толщина на стенки, мм	Марка стали	Временное сопротивление разрыву, МПа (кгс/мм2)	Предел текучести, МПа, (кгс/мм2)	Конструкция трубы и состояние поставки металла	Коэффициент надежности по материалу К1
Челябинский трубопрокатный завод ТУ 14-3-1138-82	5,4-6,3 (55-64	1220	11,0 12,0 13,0 14,3 15,2	17Г1С-У	510,0 (52,0)	362,6 (37,0)	Прямошовные трубы из нормализованной, низколегированной стали	1,47
Челябинский трубопрокатный завод ТУ 14-3-1138-82	5,4-6,3 (55-64	1220	11,0 11,5 12,0 13,0 13,8	13Г2АФ	529,6(54,0)	362,6 (37,0)	Прямошовные трубы из нормализованной, низколегированной стали	1,47
Волжский трубный завод ТУ 14-3-721-78	5,4-6,3 (55-64	1220	10,5 12,0 12,5	17Г1С термообработанные	588,7 (60,0)	412 (42,0)	Спиральношовные термические упрочненные трубы из рулонной низколегированной стали	1,4
			12,0	17Г1С нетермообработанные	510,0 (52,0)	362,6 (37,0)	Сприлальношовные трубы из рулонной горячекатаной низколегированной стали с локальной термообработкой швов	1,47
Новомосковский трубный завод ТУ 14-3-1424-86	5,4 (55)	1020	9,6 10,0 11,0 11,4 12,0 14,0 14,2 14,9	17Г1С-У	510,0 (52,0)	363,0 (37,0)	Прямошовные трубы из термообработанной (нормализация, нормализация с отпуском) листовой стали	1,4
			9,2 9,7 11,0 11,5 12,0 13,7 14,3	13Г2АФ	530,0 (54,0)	363,0 (37,0)
Новомосковский трубный завод ТУ 14-3-1344-85	5,4 (55)	1020	10,0 11,1	13ГС	510,0 (52,0)	363,0 (37,0)	Прямошовные трубы из листовой стали контролируемой прокатки	1,47
			9,5 10,5		539,0 (55,0)	402,0 (41,0)	Прямошовные трубы из листовой стали контролируемой прокатки с ускоренным охлаждением
Волжский трубный завод ТУ 14-3-721-78	5,4-6,3 (55-64)	1020	9,0 10,0 10,5 11,0 12,0	17Г1С термообр	588,7 (60,0)	412,0 (42,0)	Спиральношовные термически упрочненные трубы из рулонной низколегированной стали	1,4
			10,0 11,0 12,0	17Г1С нетермообр	510,0 (52,0)	362,6 (37,0)	Спиральношовные термически упрочненные трубы из рулонной горячекатаной низколегированной стали с локальной термообработкой швов	1,47
Выксунский металлургический завод ТУ 14-3-1573-96	5,4-9,8	1020	10,0-16,0	17ГСК52	510	350	Электросварные трубы, длиной 9,5-11,6 м с одним продольным швом из стали контролируемой прокатки	1,4
Выксунский металлургический завод ТУ 14-3-1573-96	5,4-9,8	1020	10,0-14,0	12Г2СБ К56	550	380	Электросварные трубы, длиной 9,5-11,6 м с одним продольным швом из стали контролируемой прокатки	1,4
Волжский трубный завод ТУ 14-3-721-78	5,4-6,3	820	8,0 9,0 10,0	17Г1С термообр	588,7 (60,0)	412,0 (42,0)	Спиральношовные термически упрочненные трубы из рулонной низколегированной стали	1,4
Выксунский металлургический завод ТУ 14-3-1573-96	5,4-9,8	820	9,0-16,0	17Г1С К52	510	350	Электросварные трубы, длиной 9,5-11,6 м с одним продольным швом из стали горячекатаной, нормализованной	1,4
Выксунский металлургический завод ТУ 14-3-1573-96	5,4-9,8	820	9,0-12,0	13Г2АФ К52	530	360	Электросварные трубы, длиной 9,5-11,6 м с одним продольным швом из стали горячекатаной, нормализованной	1,4
Челябинский трубопрокатный завод ТУ 14-3-1425-86 (только для нефтепроводных труб)	5,4-5,9	820	8,0 9,0 10,0 11,0 12,0	13Г2АФ	530,0 (54,0)	363,0 (37,0)	Прямошовные трубы из термообработанной (нормализованной) листовой стали	1,47
		720	8,0 9,0 10,0				Прямошовные трубы из нормализованной низколегированной стали
Выксунский металлургический завод ТУ 14-3-1573-96	5,4-9,8	720	8,0-16,0	17ГСК50	510	350	Электросварные трубы, длиной 9,5-11,6 м с одним продольным швом из стали контролируемой и нормализованной	1,4
Выксунский металлургический завод ТУ 14-3-1573-96	5,4-9,8	720	10,0-15,0	13Г1С-У К55	540	390	Электросварные трубы, длиной 9,5-11,6 м с одним продольным швом из стали контролируемой прокатки	1,4
Челябинский трубопрокатный завод ТУ 14-3-1425-84	7,4-(75)	530	7,0 7,5 8,0 9,0 10,0	17ГС	510,0 (52,0)	353,0 (36,0)	Прямошовные трубы из нормализованной, низколегированной стали	1,47
Выксунский металлургический завод ТУ 14-3-1573-96	5,4-5,9	530	7,0-16,0	17Г1С К52	510	350	Электросварные трубы, длиной 9,5-11,6 м с одним продольным швом из горячекатаной нормализованной стали	1,4
Выксунский металлургический завод ТУ 14-3-1573-96	5,4-5,9	530	8,0-12,0	13Г2АФ К54	530	360	Электросварные трубы, длиной 9,5-11,6 м с одним продольным швом из горячекатаной нормализованной стали	1,4

Приложение 2

Основные параметры магистральных насосов серии НМ

Обозначение типоразмера насоса	Подача насосов со сменными роторами,	Напор Н, м	Допускаемый кавитационный запас ДhД, м, не более	КПД з, %, не менее
	%, от Qном	м3/с (м3/ч)
НМ 1250-260	70	0,250 (&00)	255	16	79
	125	0,435 (1565)	260	26	78
НМ 2500-230	50	0,347 (1250)	220	25	81
	70	0,500 (1800)	225	27	83
	125	0,875 (3150)	220	38	83
НМ 3600-230	50	0,500 (1800)	220	33	81
	70	0,694 (2500)	225	35	84
	125	1,250 (4500)	220	45	83
НМ 7000-210	50	0,972 (3500)	200	42	81
	70	1,389 (5000)	210	45	85
	125	2,430 (8750)	210	60	85
НМ 10000-210	50	1,389 (5000)	205	45	80
	70	1,944 (7000)	210	60	84
	125	3,472 (125,00)	210	97	87

Примечания:

1. Предельные отклонения по напору +5,-3 % от указанных в таблице.

2. Напор, допускаемый кавитационный запас, КПД указаны для воды кинематической вязкостью 0,01 10^-4м²/с.

Приложение 3

ПоляQ-H

Примечание. Поля Q-Н указаны для воды с кинематической вязкостью 0,01 10^-4 м²/с

Размещено на Allbest.ru