Расчет катодной защиты

СОДЕРЖАНИЕ

Исходные данные                                                                                                    2

Введение                                                                                                                   3

Характеристика местности                                                                                     7

1. 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

1. Расчет катодной  защиты                                                                           36
2. Очистка газа от сероводорода и углекислого газа                                        42
3. Пожарная профилактика на объектах магистральных газопроводов         45  
4. 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)

к₁ и 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, );