Файл: Емельянов Илья Степанович реконструкция внешнего газопровода днсв1 Усинского нефтяного месторождения до точки врезки Реферат.docx

Таблица 5 – Перемещение от сдвига крайних узлов

Сечение	Реальное перемещение	Перемещение от сдвига крайних узлов
1	0	0
2	-0.0443	-0.0764
3	-0.106	-0.1550
4	-0.1483	-0.1800
5	-0.1622	-0.1800
6	-0.16	-0.16
7	-0.1393	-0.1380
8	-0.1082	-0.1070
9	-0.052	-0.0569
10	-0.0138	-0.0146
11	0	0

Таким образом из-за перемещений крайних узлов в газопроводе возникают осевые напряжения, которые колеблются по длине рассматриваемого участка от 42,38 до 43,17 МПа, и напряжения от изгиба, максимальное их значение равно 142,86 МПа. Поэтому суммарное осевые напряжения получаем равным 186,03 МПа.

Далее необходимо провести расчёт на прочность. Рассчитаем газопровод на прочность при реальном перемещении.

Продольные перемещения можно рассчитывать по формуле:

, (51)

где продольные напряжения принимаются равными ;

- изгибные напряжения принимаются равными .

По формуле (51) рассчитаем продольные напряжение при реальном перемещении:



Кольцевые напряжение можно рассчитать по следующей формуле:

, (52)

где ; .

Таким образом, используя формулу (52), кольцевые напряжения равны:

---

Проведём проверку прочности, используя следующее соотношение:

, (53)

где .

Исходя из условий на прочность получаем:



Исходя из полученных данных, следует, что условия прочности не выполняются.

Найдём соотношение продольных и кольцевых напряжений при реальном перемещении:


Затем проведём расчёт на прочность газопровода при идеальном перемещении.

В данном случае продольные перемещения найдём по формуле:

, (54)

где продольные напряжения принимаются равными ;

- суммарные осевые напряжения, которые равны

Таким образом продольные напряжения равны:



Кольцевые перемещения найдём по формуле (52), принимая ; ; :



Проведём проверку прочности по формуле (53), принимая равными , таким образом получаем:

.

Из полученных данных получает, что условия прочности выполняются.

Соотношение продольных и кольцевых напряжений составляет:

.

Из полученного соотношения продольных и кольцевых напряжений делаем вывод о том, что НДС существенно отличается от того, которое принято в СниП: .

Также можно сказать, что существенное отличие в полученных результатах напряжений, которые были рассчитаны для реального и идеализированного положений упругой линии, в первую очередь можно связать с сопротивлением грунта, которое определяется различным положением газопровода, а также с погрешностью в измерениях.

---

Таким образом, максимальное отклонение в результатах при реальных замерах положения газопровода и результатах, полученных при расчёте по упрощенной схеме, составило 4,9 сантиметров. Реальное НДС участка газопровода, которое связано с изменением его положения в траншее, могут сильно исказить погрешности измерений, что не позволяет оценить реальную работоспособность участка газопровода, а также прогнозировать изменения НДС во времени.

Выводы, которые можно сделать, получив необходимую информацию, представлены ниже:

1. 
   Напряжения, которые были найдены для действительных деформаций и для идеальных деформации участка газопровода различаются на 93,37 Мпа. Полученное суммарное напряжение, которое возникает в газопроводе при действительных деформациях, требует мер по его снижению, то есть реконструкцию данного участка.
   
2. 
   Значения напряжений, которые были найдены для идеально упругой линии газопровода требуют повышенного контроля, но не требуют неотложной реконструкции участка.
   
3. 
   Такая ситуация является не регламентированной СНИП, а также не требует от персонала принятия немедленных решений.
   
4. 
   Для того, чтобы принять решения надо провести дополнительную оценку причин деформации газопровода, а также повторить замеры, которые были произведены.
   
5. 
   Проведённый анализ причин возможной деформации говорит о том, что на данный момент уровень НДС идеальный. Таким образом данный участок газопровода должен контролироваться, но не требует немедленной реконструкции участка.
   

---

4 Контрольно-измерительные приборы и автоматика

4.1 Электрохимическая защита от коррозии внутриплощадочных коммуникаций КС

Защитный потенциал подземных коммуникаций КС можно создать, использовав установку катодной защиты (УКЗ), такую установку необходимо оборудовать преобразователям с функцией дистанционного управления, а также оборудованием автоматического регулирования "Парсек ИПЕ 1,2", которую нужно установить в здание комплектной трансформаторной подстанции аппарата воздушного охлаждения газа (КТП АВО газа). Таким образом, автоматический ввод резерва можно обеспечить блоком быстродействующего автоматического ввода резерва (БАВР), который произведется компанией "Парсек".

Для того, чтобы обеспечить штатный режим телеуправления и телеконтроля установкой катодной защиты, необходимо использовать блок управления БУ-2, а также измерительный преобразователь БИ, которые также произведены компанией "Парсек. Данное оборудование устанавливается в местах установки устройства катодной защиты (УКЗ) и ещё в точках дренажа. Величину защитного тока можно обеспечить регулировкой тока анодной цепи заземлителя через блок типа БДРМ-25-4-40-У1.

Также на газопроводе необходимо проложить кабель типа ВВГ 2х25 мм², от преобразователя до точки дренажа, а измерительную линию проложить кабелем типа ВВГ 2х6 мм. Кабель марки ВВГ - кабель с медными жилами, с изоляцией и оболочкой из поливинилхлоридного пластиката, который не распространяет горение при одиночной прокладке.

Для того, чтобы обеспечить одинаковое распределение защитного потенциала на площадке, а также для его контроля, необходимо предусмотреть кабельные перемычки через блоки БДРМ-25-2-11-У1 с контрольно-измерительными пунктами. Пункты надо оборудовать электродами сравнения длительного действия неполяризующегося типа (ЭНЕС), которые имеют датчики электрохимического потенциала.

Трубопроводы дизельного топлива и отдельные стальные фрагменты водоводов, а также канализаций необходимо защитить магниевыми протекторами ПМ-20У.

Для того, чтобы организовать независимую систему электрохимической защиты (ЭХЗ) компрессорной станции на входных

---

, а также выходных шлейфах надо предусмотреть установку изолирующих вставок, которые зашунтированы регулируемыми кабельными перемычками.

Катодную поляризацию шлейфов необходимо проводить от УКЗ, расположенной на ПК37+75 километров газопровода, используя кабельные перемычки с блоками совместной защиты типа БДРМ, которые находятся на контрольно-измерительных колонках.

4.2 Электрические измерения и контроль

Электрическое измерение, а также контроль имеют огромную важность при защите металлического сооружения от подземных коррозий. Работы, связанные с электроизмерениями, на газопроводах необходимо выполнять для определения эффективности работы электрохимической защиты, а также с целью определения возможности возникновения коррозий. Состав и объём измерений, производимых на КС, необходимо устанавливать основываясь на требования ГОСТ Р51164, ПТЭ МГ, ГОСТ 9602, а также на руководство по эксплуатации систем противокоррозионной защиты трубопроводов [18].

Для измерения напряжения и тока необходимо использовать цифровые регистрирующие приборы. Для измерений, которые связанны с измерением потенциала сооружения, необходимо использовать вольтметры, у которых входное сопротивление составляет не менее 10 мОм.

К рекомендуемым приборам для измерения потенциалов, напряжений, а также силы тока можно отнести:

• 
  прибор контроля оболочки (ПКО),
  
• 
  прибор коррозионных изысканий (ПКИ),
  
• 
  мультиметры,
  
• 
  ампервольтметр,
  
• 
  цифровые регистраторы.
  

С помощью таких измерительных приборов, как: Ф – 4103-М1, М 416, ИС 3-1, можно определить удельное электросопротивление грунта и сопротивление растеканию тока заземлителей.

4.2.1 Контрольно – измерительные пункты

Для того, чтобы осуществлять контроль за защищенностью газопровода от коррозии, необходимо предусмотреть контрольно-измерительные пункты (КИП) [4].

КИП сооружают в местах:

• 
  пересечения с дорогами;
  
• 
  у крановых площадок;
  
• 
  подключения дренажного кабеля к сооружению;
  
• 
  установки изолирующих фланцевых соединений;
  
• 
  установки протекторов;
  
• 
  пересечения с преградами газопроводов.
  

---