Дипломный проект Коррозия металлов



c

Q

D

4

0



, (8)

Где

c

Q

- секундная подача нефтеперекачивающей станции;



- скорость перекачки, (



=2 м/с);

7376.0

214.3

158.14

0





D

м.

По ориентировочному диаметру

0

D

принимается стандартный диаметр:

D

н

=820 мм.

3.1.5 В соответствии с расчетной пропускной способностью нефтепровода

ч

Q

выбираются основные насосы нефтеперекачивающей станции:

насосы: НМ 5000-210;

НПВ 5000-120.

3.1.6 Рабочее давление, развиваемое нефтеперекачивающей станцией при

последовательном соединении насосов, определяется из условия, МПа

0

6

10( PhhmgP

pmp







, (9)

где

pm

hh ,

- соответственно напор, развиваемый магистральным и

подпорным насосами при расчетной подаче

ч

Q

;

p

m

- число рабочих магистральных насосов, (

p

m

=3);

m

h

=200 м;

p

h

=110 м.

3.1.7 Необходимая толщина стенки нефтепровода

)(2

1

nPR

nPD







, (10)

где Р – рабочее давление в нефтепроводе;

D

n

– наружный диаметр трубы;

n – коэффициент перегрузки рабочего давления в нефтепроводе, (n =

1.15);

R

1

- расчетное сопротивление, определяемое по формуле:

н

у

KK

m

R





1



, (10)

УТЭК.130502.ДП.23.00000.ПЗ

Лист

34

Изм. Лист № докум. Подпись Дата

где



- расчетное сопротивление трубной стали растяжению (сжатию), (





520 МПа);

m

у

– коэффициент условной работы трубопровода, зависящей от

категории нефтепровода (m

у

=0.9 для магистральных нефтепроводов);

К

н

– коэффициент надежности по назначению трубопровода, (К

н

= 1.0

для нефтепроводов D = 1000 мм).

285.334

14.1

9.0520

1





R

,

9

)14.615.1285.334(2

82014.615.1











мм.

3.1.8 Внутренний диаметр трубопровода



2

н

DD

, (11)

80292820 D

мм.

3.1.9 Уточняется фактическая скорость перекачки нефти по трубопроводу

и параметр R

е

2

4

D

Q







,

(12)





D

R

е



,

(13)

28.2

802.014.3

158.14

2









м/с,

24096

107374.0

802.028.2

4









е

R

,

01.0

10D

R

епер





,

802000

01.0

80210







епер

R

.

3.1.10 Гидравлический уклон

gD

i

2





, (14)

008.0

81.92

28.2

802.0

0254.0

2





i

.

3.1.11 Суммарная потеря напора в нефтепроводе

УТЭК.130502.ДП.23.00000.ПЗ

Лист

35

Изм. Лист № докум. Подпись Дата



p

liH 02.1

, (15)

где 1.02 – коэффициент, учитывающий потери напора сопротивлениях

линейной части трубопровода;



- разность геодезических отметок конечной точки расчетного

участка нефтепровода и его начала, (



=22);

l

p

- расчетная длина нефтепровода

pp

KLl 

, (16)

121200001.11200000 

p

l

м,

92.9911221212000008.002.1 H

м.

3.1.12 Расчетный напор нефтеперекачивающей станции принимается

равным

mpст

hmH 

, (17)

6002003 

cт

H

м.

3.1.13 Необходимое число нефтеперекачивающих станций

ст

p

H

n 

, (18)

17518.16

600

9911



p

n

.

3.1.14 Свободный корректирующий коэффициент, вычисляется как

произведение

ртсв

ККK 

, (19)

где К

т

– поправочный коэффициент на топографические условия, (К

т

=1);

К

р

– региональный коэффициент, (К

т

=1.01)

01.101.11 

св

К

.

3.1.15 Капитальные затраты на сооружение линейной части нефтепровода

определяется в общем виде

ллтрл

XсLсК 

, (20)

где L

тр

– геометрическая длина основной магистрали нефтепровода;

с, с

л

– стоимость сооружения 1 км нефтепровода основной магистрали,

вставки и лупинга, (с=91.1, с

л

=71.9)

УТЭК.130502.ДП.23.00000.ПЗ

Лист

36

Изм. Лист № докум. Подпись Дата

320.10903.9712001.91 

л

К

млн. руб.

3.1.16 Капитальные затраты на сооружение нефтеперекачивающих станций

(НПС) определяется как сумма на сооружение собственно НПС и резервуарных

парков

ppстстст

CVСnК 

, (21)

где С

ст

– стоимость одной НПС, руб.

nст

mC  3301990

,

m

n

– число установленных основных насосов, (

n

m

=4)

331043301990 

ст

C

руб.

p

V

- суммарный объем резервуарной емкости, необходимой для

обеспечения нормальной работы нефтепровода, который определяется по формуле

)1()5.03.0()32(2 

 Эсутсутp

NQQV

,

(22)

где

сут

Q

- плановый суточный объем перекачки по нефтепроводу;

24

чсут

QQ

, (23)

100032244168 

сут

Q

м

3

/сут,

Э

N

- число эксплуатационных участков, на границах которых

расположены перекачивающие станции резервуарными парками,

Э

N

=4, т. к. длина

нефтепровода 1200 км.

49015631000323.010003222 

p

V

м

3

,

691841026490156331017

3





cт

K

тыс. руб.

3.1.17 Эксплуатационные затраты на содержание нефтепровода

определяется по формуле

cтnЗтЭсвстл

nSSSSКККЭ  )()(

21



, (24)

где

1



и

2



- общие нормы амортизационных отчислений, (

038.0

1





,

098.0

2





);

S

э

– стоимость электроэнергии на перекачку, тыс. руб.;

УТЭК.130502.ДП.23.00000.ПЗ

Лист

37

Изм. Лист № докум. Подпись Дата

т

S

- расходы на топливо, воду, смазку для одной НПС, (

5

т

S

тыс.

руб./год);

S

з

и S

n

– работающих и прочие расходы на одной НПС, (S

з

=

10080 

тыс. руб./год);

3

25.0 SS

n



, (25)

5.229025.0 

n

S

тыс. руб./год.

Стоимость электроэнергии определяется по формуле

эnnj

n

Nэ

i

эе

сте

эnе

ст

n

i

эе

Э

ghQ

С

C

N

gHQ

С

C

S































































4.8

8400

4.8

8400

11

, (26)

где

1



и

2



- соответственно к. п. д. магистральных насосов и их

электродвигателей,

,88.0(

1





)9.0

2





;

ст

N

- расход электроэнергии на собственные нужды НПС (в среднем

6

102 

ст

N

кВт

ч

/

год

);

эе

C

- основная плата в год за 1 кВт максимальной нагрузки на каждой

НПС в зависимости от территориальной принадлежности к энергосистеме, (

42

эi

C

годкВтруб /

);

эе

С

- дополнительная плата за потребленную электроэнергию на

каждой НПС в зависимости от территориальной принадлежности к энергосистеме,

(

6.1



эi

C

чкВткоп /

);

h

n

,

nj



,

эi



- соответственно напор, к. п. д. подпорного насоса и его

электродвигателя, (

85.0

nj



,

9.0

эi



)





































6

102

9.088.0

60081.985684.041684.8

016.0

8400

42

17

эi

S

359.77

9.085.0

11081.985684.041684.8

016.0

8400

42

2 

































млн. руб.

 

525.9017)0225.009.0005.0(359.7701.1184.69098.0597.112038.0 Э

млн. руб.

УТЭК.130502.ДП.23.00000.ПЗ

Лист

38

Изм. Лист № докум. Подпись Дата

3.1.18 Капитальные затраты на сооружение нефтепровода определяется как

сумма затрат на сооружение нефтепровода К

л

и сооружении перекачивающих

станций К

ст

свстл

КККК  )(

, (27)

598.18301.1)184.69597.112( К

млн. руб.

3.1.19 Величина приведенных затрат

ЭКЕП 

, (28)

845.207038.90629.17815.0 П

млн. руб.

Таблица 3

Параметры ед.

изм.

630 720 820

Толщина стенки,



мм 7 8 9

Внутренний диаметр,

D

мм 606 704 802

Фактическая скорость

течения,



м/с 4.02 2.97 2.28

Параметр,

e

R

- 33037 28355 24096

Параметр ,

eппе

R

- 606000 704000 802000

Коэффициент

гидравлического

сопротивления,



- 0.0132 0.0244 0.0254

Гидравлический

уклон, i

- 0.018 0.016 0.008

Суммарная потеря м 22274 19801 9911

напора,

H

Расчетный напор

НПС, Н

ст

м 600 600 600

Число НПС, n

р

- 37 33 17

1 2 3 4 5

Длина лупинга, Х

л

м 5839.6 85.85 -

Капитальные затраты

на сооружение

линейной части

нефтепровода, К

л

млн. руб 412.217 98.331 109.320

УТЭК.130502.ДП.23.00000.ПЗ

Лист

39

Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Капитальные затраты

на сооружение НПС,

К

ст

млн. руб 232.400 122.304 69.184

Эксплуатационные

затраты на

сооружение

нефтепровода, Э

млн. руб 219.732 177.892 77.359

Капитальные затраты

на сооружение

нефтепровода, К

млн. руб 651.063 222.841 183.598

Величина

приведенных затрат,

П

млн. руб 317.391 211.318 207.845

Вывод: экономически обоснованным диаметром нефтепровода является

D=820 мм, который характеризуются приведенными затратами. [9]

3.2 Расчет катодной защиты трубопровода

3.2.1 Среднее значение удельного электросопротивления грунта вдоль

трассы трубопровода





6

1i

i

rir

L



, (29)

где

ri



- удельное электросопротивление грунта на участке длинрй L

i

;

L

i

- доля участка длиной

i

L

в общей протяженности трубопровода

L

603.0102.0201.0402.0701.01801.0170 

r



мОм 

.

3.2.2 Нормальное время эксплуатации установок катодной защиты

составляет 9.5 лет. Вычисляем переходное сопротивление “трубопровод – грунт” и

концу нормативного срока эксплуатации установок катодной защиты







 eRR

nнn

)(

, (30)

где

nн

R

,

)(



n

R

- величины переходного сопротивления в начале

эксплуатации и на момент времени



;



-показатель скорости старения, 1/год.

УТЭК.130502.ДП.23.00000.ПЗ

Лист

40

Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Величина коэффициента



колеблется в пределах от 0.118 до 0.133 1/

год. Для ориентировочных расчетов можно принять





0.125 1/год

9.27337.29000)(

5.9125.0







n

R

2

мОм 

.

3.2.3 Среднее значение переходного сопротивления “трубопровод – грунт”

yc

е

R

нс

nн

nсс









 1(

), (31)

2,526278.21(

5.9125.0

9000

5.9125.0









nсс

R

2

мОм 

.

3.2.4 Сопротивление единицы длины изоляционного покрытия к концу

нормативного срока эксплуатации установок катодной защиты

D

R

n

из





)(

,

(32)

9.1062

82.014.3

9.2737

)( 







из

R

мОм 

.

3.2.5 Среднее сопротивление единицы длины изоляционного покрытия

D

R

nсс

сриз







.

..

,

(33)

8.2042

82.014.3

2.5262

.







сриз

R

мОм 

.

3.2.6 Продольное сопротивление единицы длины трубопровода

 









D

R

т

, (34)

где

т



- удельное электросопротивление трубной стали,

мммОм /

2



;

D,



- наружный диаметр и толщина стенки, мм

УТЭК.130502.ДП.23.00000.ПЗ

Лист

41

Изм. Лист № докум. Подпись Дата

 

6

1068.10

009.082.0009.014.3

10245.0











т

R

мОм /

.

3.2.7 Среднее значение входного сопротивления трубопровода за

нормативный срок эксплуатации катодных установок по формуле

2

.сризт

ср

RR

Z





, (35)

3

6

104.73

2

9.10621068.10











ср

Z

Ом

.

3.2.8 Величина входного сопротивления к концу нормативного срока

)(



изтк

RRZ 

, (36)

3

6

109.52

2

9.10621068.10









к

Z

Ом

.

3.2.9 Постоянная распределения токов и потенциалов вдоль трубопровода

к концу нормативного срока эксплуатации катодных установок по формуле

)(





из

т

R



, (37)

6

106.99

9.1062

1068.10











м/1

.

3.2.10 Задаем удаление анодного заземления от трубопровода У=350 м и

определяем параметр

УZ

к

r











2

, (38)

515.0

350109.5214.32

60

3











.

3.2.11 Коэффициент взаимного влияния станции катодной защиты по

формуле

 





















111

1

2

max

min

E

K

в

, (39)

УТЭК.130502.ДП.23.00000.ПЗ

Лист

42

Изм. Лист № докум. Подпись Дата

где

min

E

,

max

E

- величины минимальной и максимальной наложенной

разности потенциалов

 

574.0

515.01

55.0

3.0

11

1

2





















в

К

.

3.2.12 Протяженность зоны защиты трубопровода одной станцией

катодной защиты к концу нормативного срока эксплуатации по формуле

 



















1

ln

2

min

max

EK

E

L

в

, (40)

 

15071

515.015454.0574.0

55.0

ln

106.99

2

6























L

м

.

3.2.13 Среднее значение силы тока нагрузки станции катодной защиты по

формуле

 









 L

срдр

eZ

E

I

21

max

.

, (41)

 

13.4

104.73

109.52

515.015071106.99exp21104.73

55.0

6

63

..

























срдр

I

А.

3.2.14 Примем, что глубина заложения середины электродов анодного

заземления h равна 2.2 м, а расстояние между ними равно 7 м.

3.2.15 Сопротивление растеканию с одиночного вертикально

установленного электрода по формуле





















d

lh

d

l

R

a

r

a

r

в

ln

4

ln

2

1

2

ln

2

1







, (42)

9.31

4.12.24

ln

2

1

03.0

4.12

ln

4.1

6016.0

1

























в

R

Ом

.

3.2.16 Примем число электродов анодного заземления n=5.

3.2.17 Сопротивление растеканию с центрального электродного заземления

по формуле







n

i

э

r

ц

F

L

RR

1





, (43)

УТЭК.130502.ДП.23.00000.ПЗ

Лист

43

Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Дипломный проект Коррозия металлов

Подождите немного. Документ загружается.