книги / Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов
..pdf0,029-0,02 $*= 2.95-3, = 5,91 мм2
V0,01 О,7(0,15 + 0,148)
По табл.3.52 выбираем большее сечение серийно выпускаемых проводов, которое равно S„p=16 мм2 (провод Л-16).
20. Сопротивление дренажной линии по формуле (3.218)
|
R„. =0,029— = 1,06 Ом |
|
|
|
"Р |
О |
|
21. |
Среднее значение напряжения на выходных контактах СКЗ по |
||
формуле (3.217) |
|
|
|
|
ЛЕср = (0,55 - |
0,3) + 3,8(1,06 + 7,08) |
= 31,2 В |
22. Средняя величина мощности, потребляемой СКЗ по формуле (3.216)
Рскз=3,8-31,2 = 118,6 Вт
23.В соответствии с найденными значениями 1др.ср, &Еср и Рскз по табл.
3.50выбираем тип катодной станции - КСТ (КСК)-500 с параметрами:
мощность -0,5 кВт; напряжение на контактах - 10,50 В; ток - 10 А; стоимость -
122руб.
24.Выполняем расчет экономических показателей катодной защиты при принятом удалении анодного заземления от трубопровода:
-стоимость одного заземления по формуле (3.236)
К, = 20-5 = 100 руб.
-стоимость опор воздушной линии по формуле (3.237)
^ n =2-85 + 2 5 ^ - l j = 320py6.
-стоимость провода воздушной линии по формуле (3.238)
Кпр = (0,01 • 9,6 +1,3)- 350 = 488,6 руб.
-капитальные затраты на одну СКЗ по формуле (3.239) = 100 + 320 + 488,6 + 122 = 1030,6 руб.
-стоимость электроэнергии, потребляемой одной СКЗ
Э = 0.02 |
8760 = 20,8 |
год |
л |
1000 |
|
-удельные приведенные затраты на катодную защиту |
||
11 ^ 20,8+ 1030,6 (0,15 + 0,148) |
руб |
|
£скз |
14,957 |
' км |
25. Задавая другие значения удаления анодного заземления от трубопровода, аналогично вычисляем удельные приведенные затраты на катодную защиту и для них. Результаты расчетов представим таблицей.
Результаты расчетов по определению оптимального удаления
_________анодного заземления от трубопровода______________
Показатели |
Их |
|
Величина показателей при удалении, м |
||||
ка |
размерность |
200 |
250 |
300 |
350 |
400 |
450 |
- |
0,592 |
0,587 |
0,580 |
0,574 |
0,568 |
0,566 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
м |
9150 |
11050 |
13106 |
14957 |
17201 |
19806 |
Iдй |
А |
3,05 |
3,43 |
3,71 |
3,80 |
4,39 |
4,85 |
АЕсп |
В |
26,8 |
28,6 |
29,5 |
31,2 |
33,4 |
37,5 |
Pan |
Вт |
85,3 |
89,7 |
104,3 |
118,6 |
126,3 |
154,9 |
к т |
руб |
245 |
270 |
295 |
320 |
345 |
370 |
к т |
руб |
279,0 |
349,0 |
418,8 |
488,6 |
558,4 |
632,1 |
к 3 |
руб |
994,2 |
1080,0 |
1213,8 |
1030,6 |
1413,4 |
1832,1 |
Э, |
руб/год |
15,0 |
17,7 |
18,3 |
20,8 |
22,1 |
27,1 |
п/ес„ |
Руб/(год* |
34,0 |
30,5 |
29,0 |
21,9 |
25,8 |
28,9 |
|
км) |
|
|
|
|
|
|
26.По результатам расчета строим график в координатах «Л/£скз-У» (рис.3.49). Откуда видно, что оптимальным удалением анодного заземления является У=350 м.
27.Для варианта, когда удельные приведенные затраты на катодную защиту минимальны, т.е. У=350 м, определяем необходимое число СКЗ для защиты всего трубопровода по формуле (3.207)
1200 103 = 80
14957
28. Срок службы анодного заземления, установленного в грунт, по формуле (3.230)
та |
10- ° ’95-5 = 62.5 лет. |
|
3,80-0,2 |
|
RT2 |
= 12,2-1(Г6— ; RT3 =18,710 -6 |
Ом |
|
|
|
|
м |
м |
2. |
Эквивалентное продольное сопротивление |
1-го и 2-го трубопроводо |
||
по формуле (3.243) |
|
|
|
|
|
К Т э 1-2 |
|
7,73-Ю-* -12,2-10-в |
6 Ом |
|
- |
_______. „ - 6 ~ 4 - 7 J 10 |
------------- |
|
|
|
|
7,73-1СГ6 +12,2-10 |
м |
3.Эквивалентное продольное сопротивление всех трех трубопроводов
W Q ^ - 1 8 ,7 - 1 0 " |
, 6 Ом |
^ 7 э 1 - 2 - 3
4,73-10_618,7-10-6 м
4.Сопротивление единицы длины изоляции для каждого трубопровода
|
К з1 ~ |
1000 |
= 312,2 Ом-м. |
|
|
/г -1,02 |
|
Аналогично находим /?1л2=442,3 Ом м и RU33= 602,0 Омм. |
|||
5. |
Постоянная распределения |
токов потенциалов для каждого |
|
трубопровода по формуле (3.208) |
|
|
|
|
/9,63-Ю '6 |
, Л_4 1 |
|
|
<*1=т[ - |
= 1,75-10 |
|
|
V |
313 |
м |
Аналогично находим <22 = 1*98• 10~4 —;а3 = 2,45-10“4 —.
мм
6.Взаимное сопротивление между 1-м и 2-м трубопроводами по формуле
(3.246)
20 |
1 |
Rgj = — In---- . |
;= =---- = 51,4 Ом ' м . |
*10V1,57 • 10“4 • 1,98 • 10“4
7.Эквивалентное сопротивление изоляционного покрытия на единице длины 1-го и 2-го трубопроводов по формуле (3.244)
_ 312,2 -442,3- 51,42 = 207,8 О м м
^312,2 -f 442,3 —2-51,4
8.Постоянная распределения токов и потенциал01* трубопровода, эквивалентного 1-му и 2-му трубопровода, по формуле (3.245)
3. По графику на рис.3.44 для заданного количества протекторов и отношения а/£п=10 находим величину коэффициента экранирования 7]эп=0,82.
4. Находим сопротивление растеканию тока с протекторной установки по формуле (3.248)
10,34 = 2,52 Ом
5-0,82
5.Определяем протяженность защитной зоны протекторной установки по формуле (3.247)
г |
500 |
( 1,6 |
Л |
1„ |
= ------ |
----------1Д85 |
1 =175i |
|
2,52 |
У |
6. Сила тока протекторной установки по формуле (3.250)
0,3 |
0,056 А |
/„ = - |
|
2,52 |
|
7. Анодная плотность тока по формуле (3.252)
. __________ 10-0,056________ = 0,686 мА
1а 5 0,095 (яг 0,5+ 1,57 0,095) |
„ ж.2 |
дм |
8.По графику на рис.3.45 находим КПД протекторной установки //„=0,32.
9.Срок службы протекторной установки по формуле (3.351)
5-5-0,95-0,32 = 34,4 года 0,056-3,95
Пример 3.26. Определить какое количество магниевых протекторов марки ПМ10У потребуется для обеспечения защиты участка трубопровода длиной 1000м, если известно, что Rmcp =1000 Ом- м, рГхр = 10 Ом м.
Решение
1. Сопротивление растеканию с одиночного протектора по формуле
(3.249)
Л„,= 0,18+ 0,47-10 = 4,88 Ом
2. Токоотдача одного магниевого протектора по формуле (3.255)
/„ ,= — = 0,123А
'4,88
3.Необходимая величина защитного тока по формуле (3.254)
/= 1,25-10000--^- = 3,75 А
1000
4. Требуемое количество протекторов по формуле (3.253)
3 75
N n = 1,75 • — — = 53,4 шт ОД23
5. Округляем полученное число протекторов до ближайшего большего целого числа, получаем Л^л=54 шт.
Пример 3.27. Подобрать кабель для электродренажной установки нефтепровода диаметром 820 мм, уложенного в грунт на расстояние 500 м от железнодорожного полотна. Срок службы дренажной установки 8 лет, максимальные токи тяговой подстанции 600 А. Расстояние до нее -2 км.
Решение
1. Для сооружения электродренажной линии выбираем алюминиевый кабель с удельным электросопротивлением
Ом мм
Рпр -0.029
м
2. При подключении дренажа к минусовой шине тяговой подстанции допустимое падение напряжения по формуле (3.260)
лид= 9,7 + 2,47 • 0,5 - 0,353 • 0,52 = 10,9 В
3. Вычисляем величины коэффициентов К \ и К 2 по формулам (3.258), (3.259)
|
#,= 1,065-0,6280,5+0,108=0,778. |
||
|
#2=1,085-0,85 *2+0,249* |
22-0,0225 -23=0,2. |
|
4. |
Согласно условию задачи из табл. |
3.56 |
3.58 выбираем значения |
коэффициентов: # 3=0,9; # 4= 1 ; # 5=1 . |
|
|
|
5. |
Определяем максимальную силу тока в дренажной цепи по формуле |
||
(3.257) |
|
|
|
/д=0,2 -600* 0,778- 0,2 -0,9 *1 -1 =*16,8 А .
6. Определяем необходимое сечение дренажного провода по формул
(3.256)
S= — ■0,029 • 500 = 22.2 мм2
*10,9
7.В табл. 3.51 выбираем кабель марки А-25, имеющий фактическое сечение 24,25 мм2.
8.Проверяем правильность подбора кабеля по формуле (3.262)
j —_1É^L = 0,41——J < 0,8— • 24,75 мм2 мм2
Так как найденная величина плотности тока меньше допустимой, то выбор кабеля произведен верно.
|
ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ |
ГЛАВА |
В ОСОБЫХ ПРИРОДНЫХ УСЛОВИЯХ |
Кособым будем относить условия строительства,
требующие внесения соответствующих корректив по сравнению с сухопутными равнинными участками. К ним относится прокладка трубопроводов в условиях сильно пересеченного рельефа местности (горные условия), через болота и обводненные участки, на многолетнемерзлых, пучинистых и просадочных (районы шахтных разработок) грунтах, в сейсмических районах, в барханных песках, на поливных землях и при пересечении соров, в тоннелях.
Рассмотрим эти особенности.
4.1 .П рокладка трубопроводов на сильно пересеченной местности
Как показывает практика, строительство трубопроводов в условиях сильно пересеченной и горной местности - весьма сложная в инженерно-техническом и организационном отношениях задача [11 ;13;91 ;114; 123; 125; 140], осложняющие факторы при этом:
•значительное число горных рек и ручьев;
•продольные склоны местности, достигают а„ = 30° и более на участках большой протяженности;
• косогорные участки с поперечными уклонами а к= 40° и более;
•наличие скальных пород;
•залесенность трассы на значительном протяжении;
•большое количество осадков в весенне-летний период;
•наличие селевых потоков и оползней.
Взависимости от перечисленных факторов прокладку трубопроводов осуществляют открытым или закрытым способом.
Закрытый способ (бестраншейная проходка) применяют обычно без ограничений инженерно-геологических и гидрологических условий, но необходимо учитывать его высокую стоимость. Этот способ широко распространен в мировой практике трубопроводного строительства, в России также все большее применение получают бестраншейные методы прокладки, такие как микротоннелирование и тоннельная проходка.
Микротоннелирование используется не только при прокладке трубопроводов в сильно пересеченнной и горной местности, но и при строительстве переходов через другие естественные и искусственные препятствия.
При строительстве коллекторов для подземных городских инженерных коммуникаций г.Москвы успешно применялся отечественный горнопроходческий комплекс «Топаз» (разработка Мосинжстроя).
При строительстве Стройтрансгазом газопровода «Голубой поток», в частности при сооружении двух тоннельных переходов через хребты Кобыла и Безымянный протяженностью 2082 и 988 м соответственно, субподрядная организация ООО «НПО Мостовик» применила тоннельный щитовой комплекс «LOVAT».
Тоннельную проходку осуществляют с применением различных марок отечественных и зарубежных горнопроходческих комбайнов с возведением сборной или монолитной железобетонной обделки. Например, при строительстве газопровода «Голубой поток» было привлечено ОАО «Тоннельный отряд №44» для проходки 196-метрового тоннеля через отроги хребта «Безымянный».
Прокладку трубопровода внутри построенного тоннеля осуществляют методом постепенного наращивания и протаскивания. Трубопровод укладывают на роликоопоры или непосредственно на дно тоннеля, при этом для защиты изоляции применяются кольцевые поливинилхлоридные хомуты.
В случае строительства непроходного тоннеля пространство между трубопроводом и стенками обделки можно заполнять цементно-песчаным раствором.
4.1.1. Устойчивость насыпного откоса
При строительстве трубопроводов на косогорных участках с поперечными уклонами ак > 8° необходимо устраивать полки (рис.4.1) со съездами и въездами на нее.
Наиболее экономичными являются полки в виде полувыемов-полунасыпи (рис.4.1,а,б), при этом насыпной грунт полки используется для устройства проезда на период производства строительно-монтажных работ и последующей эксплуатации.
На рис.4.2 показана схема откоса грунта («полки») насыпанного на поперечном уклоне пересеченной местности. Отсыпанная призма АБВ удерживается на естественном откосе (поперечном уклоне) за счет сил трения грунта отсыпки и грунта естественного откоса.