Расчет катодной защиты

Р – внутреннее рабочее  давление, МПа (по заданию);

Д_н– наружный диаметр, мм (по заданию);

R₁; R₂ – расчетное сопротивление растяжению металла труб, МПа

   Определяем продольное  осевое сжимающие напряжения:

Для I и II категории:

_пр N= - =

= -1,210^-52,110⁵50+0,3= 21,12 МПа                          (5)

₁ –t₀ = 20⁰-(-2)⁰ = 22⁰                                                                                                    (6)

Д_вн=Д_н-2 δ₁= 1100-212,87=1194,25мм                                          (7)

Для III и IVкатегории:

_пр N= -=

= -1,210^-52,110⁵22+0,3=46,02 МПа                         (8)

Д_вн=Д_н-2 δ₂= 1100-210,72= 1198,56мм                                          (9)

где: ₁ – температура наружного воздуха при укладке трубопровода, ⁰С

  перепад температур

t₀ – температура грунта, ⁰С (по заданию) 

Д_вн– внутренний диаметр трубы, мм

Физические характеристики стали:

принимаем по приложению 8, = 1,210^-5 МПа; = 2,110⁵ МПа; =0,3(табл.1.1.1.)

Таблица 1.1.1.

Физическая характеристика стали	Величина и размерность
Плотность, кг/м3 Модуль упругостиЕ, МПа Коэффициент линейного расширения α, 1/0С Коэффициент поперечной деформации Пуассона в стадии работы металла μ	7850 2,1·105 1,2·10-5   0,3

 

  Определяем коэффициент,  учитывающий двухосное напряженное 

состояние труб:

Для I и II категории:

ψ₁ = ^₂ – 0.5 ∙   ₌

= ² -0.5 ∙ = 0.95                                              (10)

Для III и IVкатегории:

ψ₁ = ^₂ – 0.5 ∙   ₌

= ² -0.5 ∙ = 0.93;                                       (11)

    Толщина стенки  с учетом продольных осевых  сжимающих напряжений определяется:

Для I и II категории:

δ₁ = == 13,6713 мм                     (12)

Для III и IVкатегории:

δ₂ = == 11,5712 мм                     (13)

К расчету принимаем минимальную  толщину стенки трубопровода δ=12 мм

 Д_вн=Д_н-2 δ₂= 1220-212= 1196 мм

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.1.2.Расчет нагрузок  на трубу.

Собственный вес трубопровода, учитываемый в расчетах как вес  единицы  длины трубопровода:

q_тр=_ст = 1,13,140,04678500=12472,4 Н/м                   (14)                              

где: эффициент надежности по нагрузке, принимаем =1,1по приложению 5

- площадь поперечного  сечения трубы, м

= = = 0,046 м²                                                          (15)

Д_вн= 1196 мм=1,196 м

_ст  – удельный вес стали, принимаем _ст =78500 Н/м³

    Определяем нагрузку  от веса перекачиваемого продукта  на единицу длины трубопровода:

q_пр == 1,1 0,6989 9,8

= 7,698 Н/м                                                                                          (16)

где: эффициент надежности по нагрузке, принимаем =1,1 (по приложению 5)

нормализованная нагрузка от веса продукта, Н/м;

 плотность транспортируемого газа, кг/м³

    Определяем напряжение  от упругого изгиба, создаваемое  за счет упругого изгиба при  поворотах оси трубопровода: 

= = = 131,25 МПа                                    (17)

_м                                                 (18)

где: Е – модель упругости материала трубы, (таблица 1.1.1 (21*10⁵МПа))

R – Радиус упругого изгиба оси трубопровода, м

 

     Трубопровод,  уложенный в грунт, находиться  при воздействий внешних сил.  Эти силы вызывают сложные  напряжения. В результате действия  внутреннего давления возникают  следующие напряжения:

     - радиальные 

     - кольцевые 

     - продольные.

    Радиальные напряжения  обусловлена внутренним давлением,  с которым равно по величине  и противоположно по направлению: 

                                  = - Р                                                          (19)

= - 5,5МПа

   Для определения  кольцевых напряжений, возникающих  в трубе под действием внутреннего  и внешнего давления, воспользуемся  формулой Мариотта:

= = = 301,49   МПа                             (20)

где:эффициент надежности по нагрузке, принимаем по приложению 5 =1,1

Р – рабочее давление, МПа 

- толщина стенки трубопровода (принимаем минимальную толщину  стенки  из расчета =10мм);

Продольное напряжение возникающие  от внутреннего давления определяем по формуле:

_пр N= -=  

=46,02 МПа                (21)                                                                     

     Большие продольные  напряжения возникают в трубе  при ее изгибе, которые являются  следствием неровности рельефа  и определяется по формуле: 

= E = 2100000 = 131,25 МПа                                      (22)

где: - радиус изгиба трубы, принимаем = 976 м.

     При эксплуатации  трубопровода совместные действия  внутреннего давления  могут вызывать  гораздо большие и суммарные  напряжения продольного направления  при укладке трубы, чем в  момент испытания. Уязвимым местом  в трубопроводе является сварные  швы. Прочность поперечных сварных  швов в наиболее тяжелый период  эксплуатации, проверяем из условий, что суммарная продольная нагрузка должна быть меньше или равно расчетному сопротивлению трубы:

+ + ₁                                           (23)

-5,5 + 46,02 + 131,25 338,09 МПа

171,77 МПа338,09 МПа

Условия выполняются.

 

 

 

 

1.2. ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ.

1.2.1.Определение  числа КС.

Теплотехнический расчёт необходим для:

- определения температурного  режима по длине газопровода.

- определение расстояния  между подогревающими станциями.

- регулирование режима  перекачки по трубопроводу.

 

Зададимся:=4,2 МПа, =273 К, l= 100 км.

Определяем среднее значение давления и температуры:

 

                                                                                  (24)

где:  

- абсолютное  давление газа в конце участка,  МПа(по заданию)

 – абсолютное  значение давления газа в начале  участка МПа. 

Примем атмосферное давление для точности определения среднего давления равным 0,1 МПа.

Значение средней температуры  газа определяем из следующего уравнения:

                                    (25)

где:

- температура  в конце участка, К (по заданию); 

- температура  в начале участка, К.

 

 Определяем физические  свойства газа:

Плотность газа при стандартных  условиях определяется следующей зависимостью:

(26)

где: Δ- относительная плотность  газа (по заданию);

- плотность газа  при стандартных условиях( Р=101325Па; Т=273К).

 

Определяем критические  и приведенные значения давления и температуры:

 

                                                                                                 (27)

 

                                                                                                     (28)

                                 (29)

                                                                 (30)

где:

- критическое значение  температуры, характеризующая возможность  перехода газа в жидкость, К; 

- критическое  давление, МПа; 

 и  - приведенные значения давления и температуры.

Находим функцию учитывающую  влияние температуры ():

 

                (31)                                                                                        

Определим коэффициент сжимаемости  газа по следующей зависимости:

 

                           (32)

Для определения динамической вязкости газа применяется следующая  формула:

 

Удельная теплоемкость определяется по формуле 

 

Коэффициент Джоуля-Томсона  определяется по формуле:

 

 Определяем λ_т, для оценки гидравлического режима течения газа найдем значение переходной производительности:

 

 

Если Q>(50>43,39)– газ течет при квадратичном режиме, тогда при эквивалентной шероховатости труб определяем λ:

- эквивалентная  шероховатость труб:

 

где - внутренний диаметр трубы, мм.

 

где Е – коэффициент  гидростатической эффективности участка  и равен 0,95.

Определяем давление в  конце участка получим из уравнения  пропускной способности:

 

где:

- расстояние между КС, км;

Q – Суточная подача газа в газопроводе, млн./сутки;

Для определения средней  температуры газа нам потребуются  значения коэффициента - а и массовую производительность участка - М которые определяются по следующим формулам:

 

 

 

где:

 – полный коэффициент  теплопередачи принимаем равный 1,5 (приложение 5)

Теперь определяем температуру  газа:

 

 

Определяем сходимость результатов:

 

 

 

Точность определения  удовлетворительная.

Определим расстояние 1-го участка

 

 

где:

- расстояние  одного участка между КС, км;

- внутренний  диаметр трубопровода, м;

 – средняя температура,  К;

Z - коэффициент сжимаемости газа;

Q – суточная подача газа, млн. /сутки.

Все участки между собой  равны, а конечный участок в  раз длине:

 

При определении коэффициента атмосферное давление не учитывается.

Длина конечного участка  рассчитывается по следующей формуле:

             (47)

Определяем число КС:

                                                (48)

Приняв количество КС, уточним  длины участков:

                                                                      (49)

            (50)

Принимаем к расчету 7 компрессорных станций.

1.2.2.Выбор газоперекачивающего  агрегата(ГПА).

Поскольку подача газопровода  больше 15 млн./сутки, то выбираем тип компрессорной машины – центробежный нагнетатель. Теперь производится выявление оптимального варианта КС – то есть определяется оптимальная марка ГПА, число и количество ступеней сжатия. Для этого множества КМ требуемого типа предварительно выбираем несколько машин разных марок отличающихся подачей и степенью сжатия (или давлением нагнетателя). При этом если в каком либо из вариантов предусматривается использование неполно напорных нагнетателей, то данный вариант дополнительно разбивается на два под варианта, отличающихся количеством ступеней сжатия. В итоге образуется несколько вариантов, из которых нужно выбрать более экономичный. Для каждого варианта и под варианта КС определяется число резервных машин степень сжатия КС и удельные приведенные расходы по станции с учетом типа привода

Для нагнетателей число компрессорной  машины на станции должно составлять 2-6. Число компрессорных машин  определяется по формуле:

 

- номинальная подача  одного нагнетателя, млн./сутки (исходя из формулы (52) q=12,5);

Q – подача газа в сутки в газопроводе, млн./сутки; (по заданию);

n – число КМ

Уточним  подачу нагнетателя:

(52)

По подаче нагнетателя подбираем тип ГПА – Ц – 6,3

Принимаем число резервных  нагнетателей равное n_р=2.

 

 – подача нагнетателя МПа (приложение 7);

- давление на  выходе нагнетатель МПа (приложение 7);

- давление на  входе нагнетателя МПа (приложение 7).

Определим комплекс приведённых  затрат:

                                        (54)

Согласно формуле 53-подача нагнетателя

Именно эта величина является определяющей при выборе из конкурентных вариантов.

Приведенные затраты на КС рассчитываются по формуле:

                 (55)

- комплекс приведённых  затрат

- эксплуатационные затраты  на станции (исходя из формулы  56);

- отраслевой коэффициент,  обратный сроку окупаемости и  равный для объектов транспорта  и хранения нефти и газа 

- капиталовложения в  КС.

Эксплуатационные затраты  на станции:

    (56)

- число рабочих ГПА  на станции (приложение 7);

- число резервных ГПА на станции принимаем 2 (приложение 7);

, , , , – коэффициенты, отражающие затраты связанные с ГПА и другими системами и службами КС, независимые от числа ГПА на КС (приложении №7).

Капитальные вложения в КС:

        (57)