Розрахунок магістрального трубопроводу

Размещено на http://www.allbest.ru/

Міністерство образованія і науки України

Одеський національний політехнічний університет

Кафедра нафтогазового і хімічного машинобудування

Пояснювальна записка до курсової роботи

“РОЗРАХУНОК МАГІСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА”

З ДИСЦИПЛІНИ “МАГІСТРАЛЬНІ ТРУБОПРОВОДИ”

Виконав

Костенюк К.А.

Перевірив

Лисенко Т.В.

Одеса 2008

Зміст

1. РОЗРАУНКИ МАГІСТРАЛЬНИХ НАФТОПРОВОДІВ І НАФТОПРОДУКТОПРОВОДІВ

1.1 Гідравлічний розрахунок нафтопроводів і нафтопродуктопроводів

1.2 Вибір основного устаткування насосних станцій, розрахунок їхнього числа і розміщення

1.3 Методи збільшення пропускної здатності нафтопроводів і нафтопродуктопроводів

1.4 ТЕХНОЛОГІЧНИЙ РОЗРАХУНОК МАГІСТРАЛЬНОГО НАФТОПРОВОДУ

1.5 Сумісна характеристика насосної станції та трубопроводу

2. РОЗРАХУНОК ПАТРОНА

2.1 ТЕХНОЛОГІЧНИЙ РОЗРАХУНОК ТОВШИНИ СТІНКИ ПАТРОНА

3. РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРОМАГНИТНОГО ЗАХИСТУ

3.1 ТЕХНОЛОГІЧНИЙ РОЗРАХУНОК ПОТУЖНОСТІ ДЖЕРЕЛА ПОСТІЙНОГО СТРУМУ

3.2 ТЕХНОЛОГІЧНИЙ РОЗРАХУНОК КАТОДНОГО ЗАХИСТУ

СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ

1. РОЗРАУНКИ МАГІСТРАЛЬНИХ НАФТОПРОВОДІВ І НАФТОПРОДУКТОПРОВОДІВ

У практиці проектування розрахунки магістральних нафтопроводів і нафтопродуктопроводів називають також технологічними розрахунками, тобто мається на увазі комплекс розрахунків, зв'язаних з технологічним процесом транспорту нафти і нафтопродуктів. До складу технологічного розрахунку входить власне гідравлічний розрахунок нафтопроводу і нафтопродуктопроводу, вибір устаткування, механічні і теплотехнічні розрахунки, а також техніко-економічний розрахунок, що включає вибір оптимального діаметра трубопроводу з обліком порівняльних техніко-економічних показників різних варіантів. Крім того, при обраних варіантах розташування насосних станцій розраховують режим експлуатації трубопроводу з уточненням пропускної здатності при різних умовах перекачування і прийнятих методів регулювання його роботи. Технічні розрахунки виконують відповідно до «Норм технологічного проектування і техніко-економічних показників магістральних нафтопроводів і нафтопродуктопроводів». По технологічних розрахунках зважуються основні технічні питання найбільш раціональної схеми спорудження магістрального нафтопроводу ( чи нафтопродуктопроводу) при мінімальних витратах на будівництво й експлуатацію. Вихідними даними для розрахунку є: необхідна подача нафти і нафтопродуктів (обсяг перекачування), обумовлена завданням на проектування і техніко-економічні пророблення; фізичні характеристики нафти і нафтопродуктів при температурі перекачування (залежність в'язкості і щільності від температури); середньомісячні температури ґрунту на глибині закладення трубопроводу; механічні властивості матеріалу труб; напрямок, довжина і висотне розташування трубопроводу, обумовлена за планом траси, нанесеної на топографічну карту, стиснутому профілю траси.

1.1 Гідравлічний розрахунок нафтопроводів і Нафтопродуктопроводів

У задачу гідравлічного розрахунку магістрального нафтопроводу ( чи нафтопродуктопроводу) входить визначення сумарних утрат напору по довжині трубопроводу, числа перекачувальних станцій і розміщення їхній по трасі трубопроводу. До основних розрахункових параметрів магістрального нафтопроводу чи нафтопродуктопроводу відносяться: пропускна здатність, діаметр і робочий тиск. Гідравлічний розрахунок трубопроводу ведеться в наступній послідовності (порядок розрахунку): по пропускній здатності і в'язкості знаходять діаметр трубопроводу і режиму плину рідини (параметр Рейнольдса), від якого залежить коефіцієнт гідравлічного опору; потім визначають утрату напору і гідравлічний ухил як основного трубопроводу, так і лупинга (місцевого подвоєння трубопроводу) чи вставки ( місцевого збільшення діаметра). По профілі траси визначають розрахункову довжину траси до перевальної крапки і відповідну різницю геодезичних оцінок (). Користуючись цими даними, визначають число насосних станцій.

Під пропускною здатністю магістрального трубопроводу розуміється максимальна кількість нафти чи нафтопродукту, що може бути перекачане по трубопроводу при економічно оптимальному використанні прийнятих розрахункових параметрів і сталому режимі.

Розрахункова подача нафти і нафтопродуктів по магістральному нафтопроводу чи нафтопродуктопроводу, виходячи з умови рівномірного перекачування протягом року, дорівнює відношенню річної пропускної здатності до числа робочих днів у році з урахуванням зупинки на ремонт (350 днів 8400 г. у році). Розрахункова годинна подача (м3/г) визначається по формулі



де --річна пропускна здатність трубопроводу, т/рік; 350--число робочих днів трубопроводу за рік; --щільність нафти чи нафтопродукту, т/м3. Діаметр трубопроводу (м) визначають при зданій пропускній здатності (витраті) трубопроводу і прийнятої швидкості плину рідини (1,5--2,5 м/с) по формулі

де --секундна пропускна здатність (витрата), м3/с; --швидкість плину рідини, м/с.розраховані розміри діаметра труби округляють до найближчого діаметра за ДСТ. Товщина стінки труби визначається механічним розрахункам.

На пропускну здатність трубопроводу за інших рівних умов найбільший вплив робить в'язкість і щільність рідини. У розрахунках нафтопроводів і нафтопродуктопроводів звичайно користаються значенням кінематичної в'язкості (м2/с), тобто відношенням динамічної в'язкості до густини рідини

Одиниця кінематичної в'язкості - стокс (Ст) дорівнює м2/с. одиниця кінематичної в'язкості, у 100 разів менша стокса, називається сантистоксом (сСт) і відповідає в'язкості води при С.

В'язкість рідин з підвищенням температури зменшується. Зміна в'язкості в залежності від тиску незначно і звичайно в розрахунках не враховується. Більшою в'язкістю володіють нафти і так називані темні нафтопродукти, до яких відносяться усі види олій, мазути й інші маловипарованні нафтопродукти.

У гідравлічних розрахунках підземних трубопроводів значення в'язкості і щільності приймають звичайно відповідно середній температурі ґрунту на рівні осі трубопроводу за визначений період року. Якщо траса трубопроводу проходить по декількох кліматичних зонах, то гідравлічний розрахунок ведуть по кожній з них окремо. При виконанні гідравлічних розрахунків користаються наступними основними формулами. Утрату напору на тертя (м) у трубі круглого перетину визначають по формулі Дарси-Вейсбаха

де --коефіцієнт гідравлічного опору; --довжина трубопроводу, м; --внутрішній діаметр трубопроводу, м; --швидкість руху рідини, м/с; --прискорення сили ваги, м/с2 (приймається 9,81 м/с2).

Коефіцієнт гідравлічного опору (тертя) є безрозмірною величиною і залежить від режиму руху рідини, характеризує мого критерієм Рейнольда (Re), що залежить у свою чергу від середньої швидкості рідини , від діаметра труби і від кінематичної в'язкості рідини :

 При ламінарному плині рідини (при Re 2000) у трубі круглого перетину значення коефіцієнта тертя залежить тільки від величини Re (назад пропорційно йому) і визначається по формулі Стокса

При Re > 3000 рух рідини відбувається при турбулентному режимі.

В інтервалі чисел Re = 2000--3000, називаному перехідним можна спостерігати обидва режими. У цій області визначають по формулах турбулентного режиму. При турбулентному русі залежить не тільки від критерію Re, але і від шорсткості труб при визначених значеннях Re. За цією ознакою, у залежності від характеру тертя рідини об стінки труби при турбулентному режимі виявляються три зони.

Зона гідравлічно-гладких труб (перша зона), у якій залежить тільки від параметра Re, тобто , і визначається по формулі Блазиуса

Зона змішаного тертя чи гідравлічно-шорсткуватих труб (друга зона) у який залежить від параметра Рейнольда і шорсткості труб , для якого перехідне значення

де --відносна шорсткість, ; --абсолютна висота виступів шорсткості; R--радіус труби.

У цій зоні при значеннях Re > Re1 коефіцієнт визначається по формулі Альтшуля

де ; -- «еквівалентна шорсткість» труб, величина якої визначається шляхом гідравлічних іспитів. Значення абсолютної й еквівалентної шорсткості внутрішньої поверхні сталевих нафтопровідних труб складають відповідно (мм) для нових суцільнотягнених труб

=0,05--0,15 і =0,02--0,07; для труб, що знаходилися в нетривалій експлуатації, =0,2--0,3 і =0,2--0,5.

Зона квадратичного закону опору (третя зона), у якій залежить тільки від відносної шорсткості і перехідне значення Re2 знаходиться по формулі

Відповідно при Re > Re2 коефіцієнт визначається по формулі

Для гнучких прогумованих шлангів із внутрішньою дротовою спіраллю

де --коефіцієнт гідравлічного опору, обчислений по формулах ламінарного чи турбулентного режиму; --висота виступів дротової спіралі над внутрішньою поверхнею шланга, м; --діаметр шланга, м; --крок дротової спіралі, м.

Для практичних розрахунків магістральних і станційних трубопроводів відповідно до норм технологічного проектування

Таблиця 1 Формули для визначення коефіцієнта гідравлічного опору для суцільнотягнених і зварених труб

Умовний діаметр труби, мм	По формулі при Re (до)	При значеннях Re (вище)	По формулах
Для суцільнотягнених труб
300	18 000	18 000
400	35 000	35 000
Для зварених труб
400	56 000	56 000
500	73 000	73 000
800	110 000	110 000
1000	120 000	120 000
1200	125 000	125 000
1400	130 000	130 000

коефіцієнт визначають при Re від 2000 до 3000 по емпіричній формулі

і при Re >3000 з урахуванням шорсткості по формулах, приведеним у табл.1 відповідно для суцільнотягнених і зварених труб (з урахуванням коефіцієнта еквівалентної шорсткості, рівному 0,125 і 0,100мм).

Втрату напору на тертя в трубопроводі , віднесену до одиниці його довжини (яку називають гідравлічним ухилом) визначають по формулі

або

Звідси . Графічне зображення лінії гідравлічного ухилу (лінії спадання напору) представлене на мал. 3.1, де і відповідають напорам у початковій і кінцевій точках трубопроводу. Швидкість руху рідини (м/с)у трубопроводі визначають по формулі

де --кількість рідини, що перекачується, м3/с.

Рис.1. графік Гідравлічного ухилу

У деяких випадках замість формули Дарси-Вейсбаха користаються формулою Лейбензона



де і --коефіцієнти, рівні для ламінарного режиму і ; для турбулентного режиму і (гідравлічні гладкі труби);

і

(зона квадратичного закону опору).

Загальні витрати напору по довжині трубопроводу визначають по формулі:

де --сумарні витрати на місцеві опори; --різниця нівелірних оцінок між кінцевою і початковою точками траси.

Втрати напору на місцевий опір визначають по формулі:

де --коефіцієнт місцевого опру, прийнятий по табл. 3.2; ( -- поправочний коефіцієнт (для турбулентного режиму , а для ламінарного приймається за графіком на мал. 2).

1.2 Вибір основного устаткування насосних станцій, розрахунок їхнього числа і розміщення

До основного устаткування насосних станцій магістральних нафтопроводів та нафтопродуктопроводів відносяться власне насоси і їхній привід -- електродвигуни. Насоси переважно застосовують відцентрового типу відповідно до «нормального ряду відцентрових насосів» і вибирають по необхідній пропускній здатності. Оскільки в каталогах приведена характеристика відцентрових насосів, що складена з умови перекачування води, що відрізняється по в'язкості від нафти і нафтопродуктів, то необхідно її перерахувати. Так, при перекачуванні по трубопроводу нафти, що має велику в'язкість, чим вода, збільшується опір на тертя, у результаті чого подача, напір і к.к.д. будуть зменшуватися, а споживана потужність збільшуватися. Для перерахування користаються коефіцієнтами, приведеними на графіку мал. 3,3, де відповідні коефіцієнти перерахування напору подачі і к.к.д. знаходять у залежності від Re.

Параметри Рейнольда визначають по формулі:

де --номінальна подача насоса, м3/с; --еквівалентний діаметр робочого колеса насоса, м.

--в'язкість рідини, що перекачується, м2/с; --зовнішній діаметр робочого колеса, м; --ширина лопатки робочого колеса на зовнішньому діаметрі, м; --коефіцієнт звуження перетину лопатки робочого колеса на виході (звичайно ).

Щоб вибрати найбільш оптимальний режим роботи відцентрових насосів, нормами технологічного проектування рекомендується напір насосів привести у відповідність з необхідним напором насосної станції шляхом обрізки робочих коліс насоса. При цьому щоб уникнути значного зниження к.к.д. насосів необхідно зменшити діаметр коліс не більше ніж на 10%.

Відповідні розміри робочого колеса насоса після обрізки визначають по формулах:

де і -- параметри насоса (напір і діаметр робочого колеса) по універсальній характеристиці; і -- параметри насоса після обрізки.

Для визначення потужності (кВт) на валу насоса користаються формулою

де -- подача насоса, м3/год; -- напір насоса, м; -- щільність рідини, кг/м3; -- повний к.к.д. насоса (з урахуванням в'язкості рідини).

Потужність електродвигуна з урахуванням коефіцієнтом запасу , к.к.д. електродвигуна буде:



Коефіцієнт запасу приймають при потужності електродвигуна до 500 кВт і при потужності більш 500 кВт.

Потужність електродвигуна з обліком повного к.к.д. насосно-силової установки визначають по формулі:

де -- подача насоса, м3/с; -- напір, що розвивається насосом, м; -- щільність рідини, що перекачується, кг/м3; -- коефіцієнт запасу; -- повний к.к.д.

Розрахунок числа насосних станцій і їхнє розміщення по довжині трубопроводу звичайно виконують у два етапи -- спочатку ведуть попередній (початковий) розрахунок, а потім уточнений, на основі порівняльних розрахунків.

Число насосних станцій у загальному виді визначають з рівняння балансів напорів:

де -- підпір перед станцією; -- число однотипних станцій; -- напір, що розвивається станцією; -- втрата напору в трубопроводі; -- різниця нівелірних оцінок кінця і початку трубопроводу чи перевальної точки і початку трубопроводу, м.

Баланс напорів характеризує спільну роботу трубопроводу і розташованих на ній насосних станцій, як єдину гідравлічну систему. Графічно ця система виражається у виді сполученої характеристики трубопроводу і сумарної характеристики насосних станцій. Приклад такої характеристики для установки відцентрових насосів приведений на мал. 3.4, де пропускної здатності трубопроводу відповідає робоча крапка перетинання кривих () і (), що є оптимальною. Відрізок , відповідає підпору перед головною станцією, необхідному для нормальної роботи насосів по забезпеченню необхідної пропускної здатності. Таким чином, число станій у загальному виді визначають по формулі:

а для випадку, коли насосні станції обладнані відцентровими насосами, що вимагають підпору і з урахуванням втрат у комунікаціях станції по формулі:

де -- довжина трубопроводу, а при наявності перевальної крапки -- відстань до її, км; -- розрахунковий напір (тиск) у трубопроводі, обумовлений несучою здатністю застосовуваних труб, м; -- додатковий напір (м), що складається з втрат у трубопровідних комунікаціях станції (включаючи місцеві опори) і величини необхідного підбору насосів (які забезпечують їхню роботу без кавітації).

Для наближення розрахунків рекомендується приймати наступні значення :

Подача, м3/год	,м	Подача, м3/год	,м	Подача, м3/год	,м	Подача, м3/год	,м
1250 2500	40 45	3600 5000	50 55	7000 10 000	60 80	12 000	100

Розміщення перекачувальних станцій по довжині трубопроводу найбільше зручно виконувати графоаналітичним шляхом по методу В.Г. Шухова з наступною аналітичною перевіркою тиску на станціях. З цією метою при розрахунках досліджують профіль трубопроводу з виявленням на ньому перевальних точок і визначають розрахункову довжину трубопроводу.

Перевальною точкою називається височина на трасі, починаючи від який нафта чи нафтопродукт може прийти до кінцевого пункту (до наступної станції) самопливом з розрахунковою витратою. Відстань від початку трубопроводу до перевальної точки називається розрахунковою довжиною трубопроводу.

Графік розміщення станцій будують у такий спосіб. Спочатку відповідно до прийнятих масштабів довжин і висот наносять лінію гідравлічного ухилу, по розрахованому гідравлічному ухилу, користаючись трикутником ЕКМ, сторони якого зображують, наприклад, спадання напору на ділянці 100 км (мал. 5). Потім на стиснутому профілі наносять місце розташування насосних станцій по довжині нафтопроводу з гідравлічним ухилом . Для цього на вертикальній лінії, що проходить через початкову точку А, що відповідає місцеві розташування головної станції, відкладають відрізок АБ, рівний по масштабі напору станції Н, а з точки Б проводять лінію гідравлічного ухилу трубопроводу, рівнобіжну гіпотенузі КМ побудованого трикутника ЕКМ. Точка перетинання цієї лінії з профілем траси і з'явиться теоретичним місцем розташування другої станції С.

Однак унаслідок того, що для нормальної роботи основних насосів (без кавітації) потрібно підпір , то фактичне місце розташування станції переміститься ліворуч, у точку С'. з цієї точки знову будують перпендикуляр, на якому відкладають напір другої станції і проводять, аналогічно попередній, гідравлічний ухил до перетинання з профілем у точці місця розташування третьої станції. Таку ж побудову ведуть і для наступних станцій.

Після перебування зон (точок) розташування насосних станцій перевіряють пропускну здатність окремих ділянок трубопроводу з метою вирівнювання пропускної здатності їх. Для цього визначають відповідний необхідний напір на насосних станціях по формулі:

і для одного насоса

де -- необхідний напір на станції, м; -- гідравлічний ухил, м/мк; -- розрахункова довжина трубопроводу, км; -- різниця нівелірних оцінок кінця і початку трубопроводу, м; -- додатковий напір (м), що враховує необхідний підпір і втрати в комунікаціях, що підводять, ( при

перекачуванні з однієї станції на іншу) чи запас підпору на перевальну крапку ( звичайно 10 м) при перекачуванні через перевальну точку; -- число робочих насосів.

Відповідне необхідний тиск на станціях складе (Па):

,

де -- відносна щільність нафтопродукту, кг/м3; -- прискорення сили ваги, м/с2.

Це найпростіший спосіб розміщення станції за умови, що діаметр трубопроводу по всій довжині однаковий, відсутні лупинги ( паралельно включені ділянки трубопроводу) і число станцій (не дробове) прийнято теоретично, виходячи з умови забезпечення необхідної кількості подаваного продукту. У дійсності, з огляду на характеристику перекачувальних насосів і найближчі за діаметри трубопроводів, може вийти дробове число станцій. Тому, щоб одержати їхнє мінімальне число, близьке до розрахункового, по довжині траси прокладають лупинги.

Лупинги прокладають і в тому випадку, коли потрібно змістити станцію з розрахункового місця розташування через близькість населеного пункту, водяної перешкоди і т.д. На мал. 3.6 показано графічна побудова розміщення насосної станції на трубопроводі з лупингами; станція переміщається із точки в точку за рахунок установки лупинга з гідравлічним ухилом . У цьому випадку з кінця вертикального відрізка напір станції, що виражає, проводять дві лінії гідравлічного ухилу -- основної магістралі і лупинга , довжина якого відповідає довжині лупинга , отриманої з розрахунку. З кінця відрізка проводять другу лінію , перетинання якої з профілем у точці буде відповідати новому розташуванню станції; однак з умови, що насоси станції повинні мати мінімальний підпір , насоси відповідно зрушують на графіку вліво і розміщають у крапці . Потім з цієї крапки проводять вертикаль, на якій відкладають (з обліком ) і далі ведуть побудову звичайним способом. На графіку позначений -- припустимий напір на станції з умови міцності трубопроводу, що складається з напору , переданого з попередньої станції.

У випадку установки поршневих насосів принцип розміщення станцій той же, однак відрізняється тим, що перед станціями не передбачається додатковий підпір, що не потрібно по характеристиці насосів. При округленні числа станції в меншу сторону також застосовують лупинги.

Пропускна здатність магістрального нафтопроводу за інших рівних умов істотно змінюється в залежності від сезонних змін в'язкості нафти. Це, у свою чергу, приводить до зміни режимів роботи насосних станцій, тому що зі збільшенням в'язкості потрібно більший напір і, навпаки, зі зменшенням в'язкості знижується напір, що характерно, наприклад, для літнього часу. Тому з метою виявлення режиму роботи станцій для середньорічних умов і в літній період будують сполучену характеристику насосної станції і трубопроводу, приклад якої для відцентрових насосів приведений на рис. 7.

Для побудови характеристики розглядають ділянку трубопроводу, що лімітує, при цьому наносять криві характеристики трубопроводу при різних значеннях в'язкості. Відповідні значення напорів насосів попередньо розраховують з обліком і без обліку обрізки коліс при подачах, що змінюються, у залежності від числа одночасно працюючих насосів. При цих же подачах визначають втрати в трубопроводі (при різній в'язкості). Точка перетинання ліній подачі і напору насосів із кривої трубопроводу характеризує величину необхідного напору при даній в'язкості і величину пропускної здатності. Так, із графіка видно, що для середньорічних умов (при в'язкості нафти м2/с) пропускна здатність нафтопроводу при напорі станції 645 м (і послідовно з'єднаних насосах) складе 2190 м3/год.

Якщо, наприклад, у розглянутому випадку необхідна середня розрахункова подача нафти складе 2000 м3/год, то вона може бути забезпечена періодичним відключенням одного насоса (із трьох послідовно з'єднаних), у результаті чого пропускна здатність зменшується до 1750 м3/год при напорі станції 465м. час роботи станції (у год.) з цією зниженою подачею протягом місяця складе:

де 700 -- тривалість роботи станції на місяць (8400:12); 2000 -- розрахункова подача, м3/год; 2190 і 1750 -- відповідні подачі при роботі трьох і двох насосів, м3/год.

Приведений приклад показує, що роботу станцій протягом року варто регулювати з метою більш ощадливої витрати електроенергії на роботу насосів.

У деяких випадках при розміщенні станцій необхідно враховувати особливі умови експлуатації даного нафтопроводу. Так., до них відносяться трубопроводи з відгалуженням, тобто зі шляховими витратами («скиданням»). Це можливо, наприклад, при організації постачання нафтою прилеглого (уздовж траси) нафтопереробного заводу, побіжного «скидання» нафти на чи залізницю для поповнення запасів нафтобаз. Розрізняють шляхові витрати періодичні і безупинні. При періодичних витратах, до яких відноситься випадок подачі на залізницю чи нафтобазу, перекачування за пунктом добору ведеться з меншою витратою, що регулюється числом працюючих насосів. Однак при відсутності шляхової витрати, нафтопровід працює на повну пропускну здатність і по цих розуміннях розрахунок ведеться без їхнього обліку.

При безупинних «скиданнях» (наприклад, на нафтопереробний завод) витрата до пункту добору і після нього різні й у цьому випадку розрахунок трубопроводу ведеться по ділянках.

На мал. 3.8 показана схема ділянки нафтопроводу з безупинними шляховими витратами, причому довжина цієї ділянки АВ позначена , що проходить по ньому транзитна витрата і шляхова витрата .

Якщо шляхова витрата по довжині розподіляється рівномірно, тобто і плин рідини відбувається в квадратичній області турбулентного режиму, то витрати напору по всій ділянці трубопроводу при безупинній шляховій витраті визначають по формулі:

де -- модуль витрати, що при заданому напорі і при знаходять по формулі:

У зв'язку з різними режимами роботи окремих ділянок нафтопроводів (чи нафтопродуктопроводів) зі шляховими витратами, кожний з ділянок розраховують окремо, причому при малих відборах останні ділянки можна не враховувати. У будь-якому випадку режим перекачування регулюється роботою насосних станцій.

1.3 Методи збільшення пропускної здатності нафтопроводів і нафтопродуктопроводів

у деяких випадках виникає необхідність збільшення пропускної здатності діючих трубопроводів для перекачування нафти і нафтопродуктів. Відомі кілька методів збільшення пропускної здатності, наприклад прокладка паралельно основної магістралі додаткової ділянки трубопроводу розрахункової довжини -- лупінга, укладання вставки, таким чином ділянки трубопроводу збільшеного діаметра, подвоєння числа насосних станцій чи комбінований метод: подвоєння числа насосних станцій з одночасним укладанням лупінгов.

Збільшення пропускної здатності шляхом установки додаткових насосних агрегатів в існуючих насосних станціях звичайно не практикується тому, що збільшення числа паралельно працюючих насосів приводить до зростання втрати напору, у результаті чого може істотно підвищитися тиск, припустимій по розрахунковій міцності трубопроводу. Крім того, рідко практикується метод установки вставок, тому що в цьому випадку потрібна повна зупинка трубопроводу на період урізання вставки, а змінювані труби надалі не знаходять повноцінного застосування (як колишні у вживанні).

1.4 ТЕХНОЛОГІЧНИЙ РОЗРАХУНОК МАГІСТРАЛЬНОГО НАФТОПРОВОДУ

нафтопровід гідравлічний насосний

Зробити технологічний розрахунок магістрального нафтопроводу продуктивністю т/рік, кінематична в'язкість нафти м2/с, щільність кг/м3, довжина трубопроводу км, сталь труб 14 ХГС, початкова оцінка м, кінцева м.

Рішення:

Визначаємо розрахункову годинну подачу:

;

Визначаємо секундну подачу:



Знаючи секундну пропускну здатність нафтопроводу і задаючи швидкістю (звичайно 1-2 м/с, тому що встановлено, що ця швидкість у середньому відповідає найвигіднішому діаметру нафтопроводу) знаходимо розрахунковий діаметр нафтопроводу:

м;

Розрахунковий діаметр округляємо у більшу сторону і приймаємо його значення відповідно ДСТ мм.

Подальший розрахунок ведемо по трьох діаметрах, де отриманий розрахунковий є середнім.

,

Розрахункову товщину стінки трубопроводу знаходимо по формулі

=6 МПа,

=1,15,

1=490 МПа, 2=510 МПа, 2=530 МПа,

1=0,75, 2=0,9, 2=0,9,

-- для 1000 мм =1, для 1000 мм =1,05,

Для =720 мм і =820 мм --=1,47, для =630 мм --=1,4.

Розрахунковий опір металу труби та зварних швів:

для трубопроводу =630 мм:

МПа,

м;

для трубопроводу =720 мм:

МПа,

м;

для трубопроводу =820 мм:

МПа,

м.

Визначаємо фактичну швидкість нафти:

для трубопроводу =630 мм:

мм,

м/с;

для трубопроводу =720 мм:

мм,

м/с;

для трубопроводу =820 мм:

мм,

м/с.

Визначаємо критерій Рейнольда:

;

;

.

Визначаємо коефіцієнт гідравлічного опору:

;

;

.

Визначаємо гідравлічний ухил:

;

;

.

Визначаємо втрату напору по довжині трубопроводу з урахуванням різниці оцінок:

м.

м;

м;

м.

Приймаємо до установки відцентрові насоси НМ-1800-240, а підпірні 18НДсН

Тому що характеристика насоса дана на воду, то необхідно зробити її перерахунок.

Характеристика насоса мм, мм, .

Еквівалентний діаметр робочого колеса визначається:

м.

Подача насоса:

м3/с.

Параметр Рейнольда для насоса:

.

По отриманому числу Рейнольдса визначаємо коефіцієнти перерахунку:

Напору Кн=1, подачі Кq=1, ККД=0,95.

Тоді --повний ККД насосу.

Потрібна потужність на валу насоса:

кВт.

З урахуванням коефіцієнта запасу:

кВт.

З довіднику підбираємо електродвигун. Визначаємо напір станції, вважаючи, що 3 насоси працюють послідовно:

м.

Число перекачувальних станцій визначиться:

, ;

, ;

, .

Оптимальний діаметр трубопроводу вибираємо виходячи з капітальних витрат і експлуатаційних витрат.

Капітальні витрати визначають по формулі:

,

-- вартість основної магістралі, тис.гр./км;

-- вартість головної НС; -- вартість проміжної НС.

При наявності лупингов (уставок) необхідно враховувати їхню вартість. Експлуатаційні витрати:

,

-- капітальні вкладення в лінійну частину, тис.гр.

;

-- капітальні вкладення в насосні станції

.

-- витрати на електроенергію

.

-- річна витрата електроенергії

-- вартість електроенергії (0,007-0,015) гр./кВт.

,

-- річна продуктивність нафтопроводу; -- напір однієї станції; -- витрата електроенергії на власні нестатки

кВт.

Витрати на зарплату:

,

-- зарплата на дону станцію.

Інші витрати:

.

Затрати на паливо, воду і т.п.

,

-- витрати на одну станцію (гр.)

Для діаметра 630 мм:

гр.

тис.гр.

гр.

Для діаметра 720 мм:

гр.

гр.

гр.

Для діаметра 820 мм:

гр.

гр.

гр.

Експлуатаційні витрати:

Для діаметра 630 мм:

кВт,

гр.

гр.

гр.

гр.

Для діаметра 720 мм:

кВт,

гр.

гр.

гр.

гр.

Для діаметра 820 мм:

кВт,

гр.

гр.

гр.

гр.

Визначаємо приведені витрати:

,

Е -- нормативний коефіцієнт ефективності капітальних вкладень

;

гр.;

гр.;

гр.

По мінімуму приведених витрат оптимальним буде .

Розміщення станцій по трасі робимо по методу Шухова.

1.5 Сумісна характеристика насосної станції та трубопроводу

Характеристика насосної станції на якій працюють послідовно три насоси прийме вид:

,

де --емпіричний коефіцієнт:

м;

-- емпіричний коефіцієнт:

год2/м5;

-- годинна подача насоса:

м3/год.

м.

Характеристика трубопроводу:

,

де -- коефіцієнт;

-- секундна подача по трубопроводу:

м3/с;

-- довжина трубопроводу:

м;

-- оцінка відміток:

м;

.

,

де ;

-- кінематична в'язкість нафти;

-- діаметр трубопроводу:

м.

Знайдемо характеристики трубопроводу при перекачуванні по ньому нафти з трьома різними кінематичними в'яз костями :

м2/с;

м2/с;

м2/с.

;

;

.

м;

м;

м.

2. РОЗРАХУНОК ПАТРОНА

При спорудженні переходів через автомобільні дороги і залізничні колії укладають патрон, у якому прокладають трубопровід. На кінцях патрона встановлюють сальники, а при прокладці газопроводу - свічі, призначені для виходу газу. При спорудженні переходу нафтопродуктопроводу на кінцях патрона із сальниками будують колодязі, у яких знаходиться запірна арматура для відключення ділянки трубопроводу і відводу з нього продукту у випадку аварії.

Патрон призначений для запобігання впливу навантажень, що укладається через його трубопроводу від агресивних ґрунтових вод і блукаючих струмів, а при аварії трубопроводу - для запобігання дороги від руйнування.

Патрони виготовляються зі сталевих, бетонних чи залізобетонних труб. Довжина патрона lП, прокладеного під залізничними коліями:

де l1, - відстань від осі крайнього шляху до кінця прокладеного патрона в м;

С - відстань між осями шляхів (для двоколійного шляху С = 4 м, для одноколійного С = 0).

Мінімальна відстань l2 від краю основи залізничного насипу до кінця прокладеного патрона виражається співвідношенням елементів типових профілів залізниць при ухилі насипу 1:1,5 (рис.1):

м

Довжина патрона , прокладеного під автомобільною дорогою,

,

Де - відстань від брівки полотнини дороги до кінця прокладеного патрона в м.

Якщо при визначенні довжини патрона під залізною й автомобільною дорогами виходити з відстані від брівки полотнини дороги до кінця покладеного патрона, то:

.

Розрахунок патрона зводиться до визначення його довжини і товщини стінки труби.

Рис.1 Схема дорожнього наситу для визначення довжини патрона: а.- залізничний насип; б - насип автомобільної дороги.



Рис.2.2. Схема розподілу тиску ґрунту на патрон: а- звід ґрунту, що розвантажує, над патроном; б - навантаження від вертикального і бічного тиску на патрон при закритій проходці.

2.1 ТЕХНОЛОГІЧНИЙ РОЗРАХУНОК ТОВШИНИ СТІНКИ ПАТРОНА

Визначити товщину стінки патрона мм, що прокладається в піщаному ґрунті, щільність якого кг/м3. На патрон діє тиск від ґрунту, що окреслюється природним зводом по параболі (рис. 2.2). Тиск розділяється на вертикальний і бічний.

Розрахунковий проліт зводу , що розвантажує, визначаємо по формулі:

м,

де - зовнішній діаметр патрона в мм;

- кут внутрішнього тертя ґрунту, прийнятий по табл. 2.1. У нашому випадку . Тоді розрахунковий проліт зводу, що розвантажує, по формулі буде дорівнювати:

 м

Кут внутрішнього тертя ґрунтів

Ґрунти	Кут внутрішнього тертя, градус
	Сухий ґрунт	Вологий ґрунт	Мокрий ґрунт
Гравій Пісок: великий середній дрібний Суглинок Рослинна земля Торф без коренів	40 30 28 45 50 40 40	40 32 35 35 40 35 25	35 27 25 15 30 25 14

Висота природного зводу визначається по формулі:

,

де - коефіцієнт міцності ґрунту, зазначений у табл. 2.2.

Коефіцієнти міцності деяких видів ґрунтів.

Грунт	Коефіцієнт міцності
Пісок, дрібний гравій, насипний ґрунт Легкий суглинок, ліс, гравій Глина (щільна), міцний насос, глинистий ґрунт Щебенистий ґрунт, зруйнований сланець, злежала галька і щебінь, що ствердів , глина М'який сланець, м'який вапняк, мерзла крейда і кам'янистий ґрунт	0,5 0,8 1,0 1,5 2

Для прикладу . Тоді висота природного зводу по формулі (2.6) буде:

м.

Еквівалентна висота ґрунту над патроном:

,

де - висота ґрунту над патроном;

- висота насипу дороги в м;

- щільність насипу в кг/м3;

- щільність ґрунту в кг/м3.

Приймаючи щільність насипу кг/м3, а висоту насипу дороги м, по формулі знайдемо еквівалентну висоту ґрунту:

м

Еквівалентна висота на рівні центра патрона:

,

де r - середній радіус патрона в м.

м

Інтенсивність вертикального тиску на рівні верхньої частини патрона складе:

,

де g - прискорення сили ваги.

Н/м2.

Інтенсивність бічного тиску на рівні центра патрона визначають по формулі:

;

Н/м2.

Пружний опір ґрунту, що підвищує несучу здатність патрона, визначають по формулі:

,

де k - коефіцієнт опору ґрунту в Н/м2;

r - середній радіус поперечного переріза патрона в м;

E - модуль пружності матеріалу патрона в Н/м2;

д - товщина стінки патрона (для продовження розрахунку приймається орієнтовно) у м;

л - коефіцієнт, визначається по формулі:

,

значення коефіцієнтів зв'язані залежністю:



Тоді по формулі пружна відсіч ґрунту буде дорівнювати:

,

Рис. 2.3. Графік тиску від ваги рухливого поїзда (у Н/м2) на горизонтальну проекцію труби в залежності від відстані головки рейки до верхньої частини патрона Н.

Розрахунковий згинальний момент М і нормальна сила N у найбільш напруженому перетині патрона від дії тиску ґрунту і тиску, викликаного масою рухливого складу, з урахуванням опору ґрунту, визначаються по формулах:

;

,

де - коефіцієнт перевантаження від власної маси і тиску ґрунту, прийнятий рівним ;

- навантаження від маси рухливого поїзда, що визначається за графіком (рис. 2.3), у Н/м2;

- коефіцієнт перевантаження від рухливого поїзда, прийнятий рівним

Нм

Н

Товщина стінки патрона визначається по формулі:

,

де - нормативний опір, рівний найменшому значенню границі текучості матеріалу патрона;

в - коефіцієнт однорідності матеріалу, прийнятий рівним в = 0.9;

m - коефіцієнт умов роботи, прийнятий рівним m = 0.75.

Приймаємо сталь марки Ст.4 за ДСТ, для якої Н/м2

м

Прийнята попередньо в розрахунку товщина стінки патрона д = 52мм буде працювати з коефіцієнтом запасу міцності, рівним 2

3. РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРОМАГНИТНОГО ЗАХИСТУ

Електрохімічний захист - це зменшення швидкості електрохімічної корозії металевих конструкцій при їхній поляризації.

Катодний захист зовнішнім струмом - захист металу, вироблений за допомогою постійного! струму від зовнішнього джерела, при якому метал, що захищається, приєднується до негативного полюса {тобто як катод), а до позитивного полюса - додатковий електрод (заземлення), який поляризується при цьому анодно.

Катодний захист і у даний час широкий застосовується як додатковий засіб (до ізолюючого покриття) захисту від корозії підземних металевих споруджень - трубопроводів і резервуарів.

Захисним потенціалом називають значення потенціалу позначками, при якому припиняється корозійний процес.

Для сталевих конструкцій таким потенціалом є оборотний потенціал заліза в даному електроліті, тобто

Значення оборотного потенціалу заліза можна розрахувати за допомогою рівняння

Таким чином, захисний потенціал сталі, залежить від рН електроліту. Для рН 5,5 ? 10 розрахунок дає значення захисного потенціалу (-0,38) ?

(-0,64) В. Крім захисного потенціалу, необхідно враховувати і величину максимального припустимого потенціалу на трубопроводі.

Занадто велика величина потенціалу може привести до порушення адгезії бітумного покриття трубопроводу, що знаходиться під катодним захистом, з металом, відстоюванню покриття і збільшенню витрати струму на захист трубопроводу. Погіршення прилипаємості бітуму до поверхні сталі і зв'язане з цим відставання покриття від металу може бути пояснено протіканням при досить негативних потенціалах водневої деполяризації що супроводжується виділенням газоподібного водню.

Станція нескінченної довжини.

Закон розподілу захисного струму за довжиною ділянки трубопроводу залежить від розташування об'єкта, що захищається, і .місця установки заземлення. Якщо на лінії трубопроводу розташована одна установка катодного захисту і ділянка, що підлягає захисту не від'єднана електрино від іншої лінії, то розподіл потенціалу уздовж трубопроводу має вид, показаний на мал. 1. Такі ділянки захисту звуться, ділянками нескінченної довжини, а катодні станції для цих ділянок - станції нескінченної довжини. Значення катодної поляризації, знижуючись від максимального значення Е0 (біля анодного заземлення) до мінімального захисного значення Ез, продовжує зменшуватися і далі за межами захищеної ділянки, наближаючись асимптомично до нульового значення, досягаючи його теоретично в нескінченно вилучених крапках.

Мал. 1. Схема розподілу потенціалу уздовж лінії на ділянці нескінченної довжини.

Сила струму на відстані X від крапки дренажу визначається наступним рівнянням:

,

де І - сила струму в крапці X, [А];

Іо - сила струму в крапці дренажу, [А];

X - відстань від крапки дренажу, [м];

Rm - електричний опір металу трубопроводу довжиною 1м, [Ом/м];

Rn - електричний опір ізолюючого захисного покриття трубопроводу довжиною їм, [Ом/м].

Катодна поляризація на відстані X від крапки дренажу визначаються наступним рівнянням:

Де Е - поляризация в крапці X [В];

Ео - поляризація в крапці дренажу, [В]

Ефективний опір ділянки трубопроводу (однієї сторони) визначається наступним рівнянням:

Де R - ефективний опір ділянки трубопроводу [Ом].

Електричний опір усієї ділянки трубопроводу, що захищається, Rтр, [Ом] визначається по формулі



Необхідна поляризація в крапці дренажу може бути розрахована по рівнянню:

Де Ез - поляризація захисту довжини ділянки трубопроводу, що захищається.

Струм у крапці дренажу розраховується по наступному рівнянню:

Струм джерела станції захисту

,

Границя захисної дії джерела струму з визначеними параметрами

,

Станція кінцевої довжини.

Якщо на лінії трубопроводу, що захищається, розташовано декілька установок катодного захисту, кожна з яких впливає на розподіл потенціалу сусідньої станції, то розподіл потенціалу уздовж трубопроводу мас вид, показаний на мал. 2. Такі ділянки захисту називаються ділянками кінцевої довжини, а катодні станції для цих ділянок - станціями кінцевої довжини. Значення катодної поляризації, знижуючись від максимального значення ?0 {в анодного заземлення) до мінімального захисного значення Ез, знову підвищується до максимального значення у - заземлення сусідньої станції Тому що частина струму як би "віджимається" назад струмом сусідньої станції, станція для ділянки кінцевої довжини виходить значно економніше по витраті струму, ніж станція для ділянки нескінченної довжини, тому що l1>l2.

Необхідна поляризація в крапці дренажу може бути розрахована по рівнянню:

де Е'о - поляризація в крапці дренажу, [В];

Е3 - поляризація захисту;

- гіперболічний косинус;

X - відстань від крапки дренажу, [м];

- половина довжини ділянки трубопроводу, що захищається;

Rm - електричний опір металу трубопроводу довжиною І м, [Ом/м];

Rn - електричний опір, ізолюючого захисного покриття трубопроводу довжиною 1м, [Ом/м].



Мал. 2. Схема розподілу потенціалу уздовж лінії на ділянці кінцевої довжини

Елективний електричний опір ділянці і трубопроводу (однієї сторони) визначається, наступним рівнянням:

де R' - ефективний опір ділянки трубопроводу, [Ом];

I'о - сила струму в крапці дренажу, [А];

- гіперболічній тангенс.

Електричний опір усієї ділянки трубопроводу, що захищається, Rтр [Ом] визначається по формулі

Струм у крапці дренажу розраховується по наступному рівнянню:



Струм джерела промiжних станцій захисту

Де Із - струм джерела проміжної станції захисту, [А].

У додатку 1 наведені значення показових і гіперболічних функцій для різних значень X.

Границя захисної дії джерела струму з визначеними параметрами

Якщо крайні ділянки трубопроводу, що мають бути захищеними, не від'єднанні електрично від іншої лінії, то зони розраховуються як ділянки нескінченної довжини.

Струм джерела крайніх станцій захисту

де I''з - струм джерела крайньої станції захисту, [А];

Іо - струм у крайці дренажу для ділянки нескінченної довжини, [А];

I'0 - струм у крапці дренажу для ділянки кінцевої довжини, [А].

Опір усієї крайньої ділянки трубопроводу, що захищається, визначається по формулі



де R"тр - електричний опір усієї ділянки трубопроводу, що захищається [Ом]; R - електричний опір ділянки нескінченної довжини, [Ом];

R'- електричний опір ділянки кінцевої довжини, [Ом].

Опір труби.

Електричний опір труби, що фігурує в попередніх рівняннях, Rm, (електричний опір металу трубопроводу довжиною 1 м) розраховується по наступному рівнянню:

де Rm - електричний опір металу трубопроводу довжиною 1м, [Ом/м]; сm - питомий електроопір металу трубопроводу [Ом-мм2/м]; S = 0.785(Дн2- Дв2) - площа поперечного перерізу металу труби, [мм2]; Дн - зовнішній діаметр труби, [мм]; Д, - внутрішній діаметр труби, [мм].

У додатку 2 приведені значення питомого електричного опору деяких металів. Для сталевих труб сm = 0,135[Ом·мм2/м].

Оскільки далекі трубопроводи великого діаметру мають значний поперечний переріз, необхідно з'ясувати, чи не вплине на опір трубопроводу опір рідини, що наповняє його, що може бути розраховане по рівнянню:

Де Rж - питомий електричний опір рідини, що перекачується, [Ом·мм /м]; Sж можна зневажити тільки у випадку, якщо його величина значно

перевершує Rm, і не впливає тому на струморозподілення уздовж трубопроводу.

Опір покриття.

Опір, що фігурує в попередніх рівняннях, покриття (електричний опір

ізолюючого захисного покриття трубопроводу довжиною 1м) розраховується по наступному рівнянню:

де Rп - електричний опір ізолюючого захисного покриття трубопроводу довжиною 1м, [Ом·м];

R'п- опір ізоляції на площі 1м2 поверхні труби, [Ом·м];

- довжина окружності труби [м];

Dн - зовнішній діаметр труби [м].

Якщо ізоляція трубопроводу сильно зруйнована чи ізоляція взагалі відсутня, замість R"в у рівняння (19) підставляють електричний опір ґрунту (землі) R'з, що може бути розраховано завдяки наступному рівнянню:

де R'о - електричний опір ґрунту (землі) на площі 1м2 поверхні труби [Ом·м2];

р3 - питомий електричний опір ґрунту [Ом· м2/ м];

- протяг трубопроводу, що має площу 1м2, [м];

г2- відстань від центра труби до поверхи землі, [м];

 - зовнішній радіус труби, [м].

У додатку 5 приведені значення питомого електричного опору деяких ґрунтів.

Якщо електричний опір ґрунту порівнянний з опором ізолюючого захисного покриття, при розрахунку опору останнього варто враховувати й опір ґрунту по рівнянню:

Анодне заземлення.

Додатковий електрод, що поляризується, при катодному захисті зовнішнім струмом, є одним з відповідальних елементів захисного пристрою, тому що головні втрати потужності у всій катодній установці (орієнтовно 70%) приходяться звичайно на нього. Як матеріал для анодного заземлення використовуються залізо, сталь, чавун, вугілля, кокс і графіт. Найчастіше застосовують анодні заземлення зі сталевого брухту - старих труб діаметром 100-150мм. Іноді знаходять застосування комбіновані заземлення зі сталі і вугілля.

По конструкції анодні заземлення можуть бути: крапковими (одиничний анод, з'єднаний із джерелом постійного струму), розподіленими (система анодів, розташованих уздовж трубопроводу, що захищається, по визначеній геометричній схемі) чи безупинними (заземлення, розташоване на ділянці трубопроводу, що захищається паралельно, і не має розривів по всій довжині) (мал. З, а).

Трубчасті й інші протяжні заземлення можуть бути трьох типів: горизонтальне, вертикальне і комбіноване (рис, З,в), Найчастіше застосовуються комбіновані заземлення.

Необхідна маса металу анодного заземлення може бути виражена наступною формулою:

Де mі - середня маса Металу, який забирається з анодного заземлення струмом силою 1А протягом 1 року (для заліза mi = 9,1кг);

Ф - час у роках, на якому розраховується робота анодного заземлення;

Iз - струм джерела живлення катодної захисної станції, [А];

к - коефіцієнт запасу для забезпечення нормальної роботи анодного заземлення на весь проектований термін його експлуатації.

Мал.: 3. Анодні заземлення: А - конструкції: а - крапковий анод; б - розподілений анод; в - безупинний анод; 1 -трубопровід, що захищається; 2 - джерело постійного струму; 3 - анод; Б - типи: а - вертикальне; б - горизонтальне; в - комбіноване

Загальна довжина заготівлі анодного заземлення з труб може бути розрахована по наступній формулі:

де La - загальна довжина заготівлі анодного заземлення з труб, [м];

m - маса металу анодного заземлення, [кг];

d - зовнішній діаметр труби анодного заземлення, [м];

d - внутрішній діаметр труби анодного заземлення, [м];

m- питома маса металу труби в кг/м3.

Практично для анодного заземлення застосовують труби діаметром від 50 до 200мм. При меншому діаметрі труб створюються труднощі при їхньому забиванні. Подальше збільшення діаметру труб незначно зменшує опір5 але зайво ускладнює монтаж. Горизонтальний заземлювач працює в однакових ґрунтових умовах за усією своєю довжиною. Його 4пір може змінюватися тільки в залежності від зміни опору навколишньої } ґрунту. Опір вертикального заземлення дуже істотно змінюється по довжині. Найбільш помітний опір вертикального заземлювача зменшується при збільшенні довжини до 3-4м; подальше збільшення довжини заземлення знижуй опір порівняно мало.

Найбільші ускладнення викликає розрахунок опору розтіканню анодів, що знаходяться в землі, Rа. Опір, що робить земля протіканню струму, залежить від характеру розподілу струму в землі, що, і в свою чергу, визначається конфігурацією заземлювачів. Тому умовно в практичних цілях відносять опір розтіканню землі до анода і називають його опором розтіканню анодного заземлення.

У додатку 6 приводяться основні; розрахункові формули, що характеризують опори розтіканню вертикальних і горизонтальних анодних заземлень, застосовуваних у захисних установках. Так, опір розтіканню одиночного вертикального анода з труби (малі 4) розраховується при по формулі



де Ra- опір розтіканню анодного заземлення, [Ом];

р3 - питомий опір ґрунту, [Ом];

l - довжина анода (труби, заглибленої у землю), [Ом-м];

d - зовнішній діаметр труби анодного заземлення, [м].

Облік впливу підсолювання ґрунту на зменшення опору розтіканню анодного заземлення розраховують по формулі

де Ra - опір розтіканню анодного заземлення після підсолювання ґрунту,[Ом];

Rа - то ж до підсолювання ґрунту, [Ом];

k - коефіцієнт підсолювання, що може бути узятки з додатка 7.

Мал. - 4. Одиночний вертикальний анод із труби

Облік впливу промерзання ґрунту на збільшення опору розтіканню анодного заземлення може бути зроблений по формулі:



де R''a - опір розтіканню анодного заземлення з урахуванням впливу промерзання ґрунту, [Ом];

R'a - те ж без обліку впливу промерзання ґрунту [Ом];

kпр- коефіцієнт промерзання, що може бути узятий з додатка 8.

При розташуванні в ряд декількох вертикальних заземлювачів кожний з них у тому чи іншому ступені екранує, тобто впливає;на опір розтіканню будь-якого сусіднього заземлювача. Опір анодного заземлення, що складається з ряду паралельно з'єднаних вертикальних труб, визначається по формулі

де Rв''- загальний опір усіх вертикальних заземлювачів, [Ом];

Rв'' - опір одного вертикального заземлювача, [Ом];

n - кількість заземлювачів;

зм- коефіцієнт використання (додаток 9).

Опір розтіканню горизонтальної сполученої магістралі анодного заземлення визначається по формулі (див, додаток 6)

де Rм - опір розтіканню горизонтальної сполучної магістралі анодного заземлення, [Ом]; ;

р3 - питомий опір ґрунту, [Ом-м];

l - загальна довжина сполученої магістралі, [м];

t - глибина залягання центру ваги магістралі, [м];

d - зовнішній діаметр труби магістралі, [м].

Облік впливу промерзання ґрунту на збільшення опору розтіканню сполученої магістралі анодного заземлення може бути обчислений по формулі

де R'м - опір розтіканню сполучної магістралі анодного заземлення з урахуванням впливу промерзання ґрунту, [Ом];

Rм - то ж без обліку впливу промерзання ґрунту, [Ом];

knp- коефіцієнт промерзання, що може бути узятий з додатка 8.

Збільшення опору горизонтальної магістралі унаслідок впливу, що екранує, вертикальних заземлювачів розраховується по формулі

де R''м - опір розтіканню горизонтальної сполученої магістралі з урахуванням екранування її вертикальними трубами, [Ом];

R'м - то ж без облику екранування, [Ом];

зм - коефіцієнт використання магістралі, що може бути узятий з додатка 10.

Сумарний опір розтіканню анодного заземлення катодного захисту Rс, [Ом] розраховується по формулі

Спадання напруги в анодному заземленні може бути розраховане по рівнянню:

де Еа - спадання напруги в анодному заземленні, [В];

Із - струм джерела живлення катодної захисної станції, [А];

Rс - сумарний опір розтіканню анодного заземлення катодного захисту, [Он].

Опір сполучних проводів.

Електричній опір сполучених проводів (від джерела живлення катодного захисту до трубопроводу І заземлення) знаходиться по формулі

де Rпр - опір сполучних проводів, [Ом]; р - питомий опір металу проводів, [Ом·мм2/м]; (для міді р - 0,0175 Ом·мм2/м; для заліза р - 0,0135 Ом·мм2/м); l' - загальна довжина сполучних проводів, [м]; S - перетин проводів, [мм2].

Частіше станція катодного захисту розташовується посередині ділянки і на рівних відстанях від трубопроводу і від заземлення Джерело струму катодного захисту.

Необхідна напруга джерела струму станції катодного захисту розраховується по формулі

де Eист, - напруга джерела струму станції катодного захисту, [B];

Із - струм джерела живлення катодної захисної станції, [А];

- загальний електричний опір усієї системи катодного захисту, [Ом].

За значеннями Із і Еист робиться вибір і джерела живлення постійним струмом катодної захисної станції (генератор постійного струму, акумуляторна батарея, випрямник).

Потужність установки визначається по формулі

де W - потужність установки, [Вт],

Із, Еист - див. вище.

К.К.Д. катодної станції

Захист декількох споруджень.

Якщо розраховується більш складна система захисту декількох рівнобіжних трубопроводів (мал.5,а;) то електрична схема їхнього захисту буде мати паралельно-послідовні сполуки (мал.5,6). Спочатку по формулах (3) і (6) розраховуються необхідні сили струму в крапках дренажу й опору на ділянках власне захисту кожного Трубопроводу. Загальна сила тону буде дорівнювати сумі окремих струмів, розрахованих по формулі (6);

де (I0)общ - загальна сила струму в крапці дренажу, [А];

- відповідно струми в крапках дренажу окремих трубопроводів, [А].

Струм джерела станції захисту



Загальний електричний опір усіх ділянок трубопроводів, що захищаються, (однієї сторони Rобщ), [Ом] визначається рівнянням:

Загальний електричний опір усіх трубопроводів, що захищаються, (Rтр)общ визначається по формулі

Мал. 5. Схеми катодного захисту групи підземних споруд: а - принципова схема

1 - джерело постійного струму; 2- трубопроводи, що захищаються; 3 - анодне заземлення; 4 - сполучні проводи; б - електрична схема: 1 - джерело постійного струму; опору: R1 - загального сполучного проводу; R'2, R2'', R2''' - сполучних проводів кожного трубопроводу; R'3,R''3,R'''3 - трубопроводів; R'4,R''4,R'''4 перехідні труба-грунт; R5- анодного заземлення; R6 - проводу до заземлення.