Расчет трубопровода
Механический расчёт
Расчет толщины стенки
Целью механического расчёта является расчёт магистрального нефтепровода на прочность, т.е. определение толщины стенки труб, напряжений, действующих в трубопроводе и его проверки.
1) Определяем расчётное сопротивление металла труб для III и IV категории:
где 
- нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, определяемое из условий работы на разрыв, равное минимальному пределу прочности 
=550МПа. (по приложению А);
– коэффициент условий работы трубопровода: (по приложению Б);
=0,9 для трубопроводов III и IV категории. (по приложению Б);
- коэффициент безопасности по материалу: (по приложению В);
- коэффициент надежности, =1,05. (по приложению Г).
2) Определяем толщину стенки трубы:
где 
- коэффициент надежности по нагрузке = 1,4(по приложению Д);
Р – рабочее давление (МПа), (по заданию);
- расчётное сопротивление металла труб (МПа);
- наружный диаметр трубы (мм), (по заданию).
3) Определяем продольное сжимающее напряжение:
где 
=1,2 
), (по приложению Ж);
Е=2 
-модуль упругости материала трубы (МПа),(по приложению Ж);
=0,3- 
(по приложению Ж).
где 
–температура при укладке трубопровода, принимаем = 20°C;
- температура грунта (°C), (по заданию);
- внутренний диаметр, (мм).
где Р – рабочее давление (МПа), (по заданию).
4) Определяем коэффициент учитывающий 2х-осное напряжение состояния труб:
гдеσnpN – продольное осевое сжимающее напряжение (МПа);
- расчётное сопротивление металла труб (МПа).
5) Определяем толщину стенки с учетом продольных осевых сжимающих напряжений:
где 
- коэффициент надежности по нагрузке = 1,4;
- расчётное сопротивление металла труб (МПа);
Р – рабочее давление (МПа), (по заданию);
- наружный диаметр трубопровода (мм), (по заданию);
-коэффициент учитывающий 2х-осное напряжение состояния труб.
(8)
Принимаем к расчету толщину стенки равной - 10 мм.
Расчёт нагрузок на трубу
1) Определяем собственный вес трубопровода, учитывающий в расчетах как вес единицы длины трубопровода:
где 
–удельный вес стали, (
=78500 H/м3);
- коэффициент надежности по нагрузке = 1.4, (по приложению Д);
F -площадь поперечного сечения трубы, (м2).
где - наружный диаметр трубопровода (м), (по заданию);
- внутренний диаметр, (м).
2) Определяем нагрузку от веса перекачиваемого продукта на единицу длины трубопровода:
где n – коэффициент надежности по нагрузке, (n=1,4)(по приложению Д);
нормативная нагрузка от веса продукта, (Н/м);
– плотность транспортируемой нефти, (кг/м3) (по заданию);
g – ускорение свободного падения,(g=9,8м/с);
Dвн – внутренний диаметр, (м).
3) Определяем напряжение от упругого изгиба, создаваемое за счет упругого изгиба при поворотах оси трубопровода:
гдеЕ=2,1 
;
R-радиус упругого изгиба, оси трубопровода, (мм).
=800 
=800 
=656 (13)
где Dн – наружный диаметр, (м).
4) Трубопровод, уложенный в грунт, находится под воздействием внешних сил. Эти силы вызывают сложные напряжения в теле трубы и стыковых соединениях. В результате действия внутреннего давления в теле трубы возникают следующие напряжения:
- Радиальные;
- Кольцевые;
- Продольные.
5)Радиальное напряжение обусловлено внутренним давлением, с которым равно по величине и противоположено по направлению:
где Р – рабочее давление (МПа), (по заданию).
6) Продольные напряжения, возникающие от внутреннего давления, определяются по формуле:
где n-коэффициент надежности по нагрузке, (n = 1,4), (по приложению Д);
Р- рабочие давление, (МПа)(по заданию);
Dн - наружный диаметр трубы,(м)(по заданию);
δ – минимальная толщина стенки трубы,(м).
7)Кольцевые напряжения возникающие в трубе под действующими внутренними и внешними давлениями определяют по формуле:
гдеµ- коэффициент поперечной деформаций (по приложению Ж)
Пуассона(µ=0.3);
Большие продольные напряжения возникают в трубе при её изгибе, который является следствием неравномерности рельефа и определяется по формуле:
гдеЕ – модуль упругости материала трубы, (Е=2,1 
105МПа), (по приложению Ж);
Dн – наружный диаметр, (м), (по заданию);
- радиус изгиба трубы, 
= 800мм.
При эксплуатации нефтепровода, совместные действия внутреннего давления могут вызывать гораздо большие суммарные напряжения продольного направления при укладке, чем в момент испытания. Уязвимыми в нефтепроводе в этом случае могут оказаться сварные швы. Прочность поперечных сварных швов в наиболее тяжелый период эксплуатации проверяют из условия, что суммарная продольная нагрузка должна быть меньше расчётного сопротивления трубы:
8)Определение прочности трубопровода
,
гдеσг - Радикальные напряжения обусловленные внутренним давлением,(МПа);
σпрN- Продольные напряжения возникающие от внутреннего давления, (МПа);
σприз - Большие продольные напряжения, возникающие при её изгибе,(МПа); 
сопротивление растяжению металла труб (МПа).
Технологический расчёт
Цель технологического расчета заключается в решении следующих основных вопросов: подбор насосного оборудования, расчет режимов эксплуатации трубопроводов, определение температурных напряжений.
1) Расчётная часовая подача нефти по магистральному нефтепроводу равна отношению годовой пропускной способности к числу рабочих дней в году.
где 
- годовая производительность (т/м³), (по заданию);
-плотность нефти (кг/м³), (по заданию); 
-число рабочих дней – 356 (по приложениюЕ).
2) Определяем секундную подачу:
где 
- часовая подача нефти по МН 
).
3) Определяем фактическую скорость течения нефти:
.
Dвн – внутренний диаметр, (мм), (по заданию);
4) Подбираем необходимые марки насосов по часовой подаче.
Выбираем магистральный насос - НМ 2500-230, а в качестве подпорных используем НПВ 2500-80, и по выбранным насосам выбираем номинальную производительность.
5) Определяем отношение номинальной производительности насоса к расчетной часовой подаче:
где 
- номинальная производительностьнасоса по Q-H диаграмме;
- часовая подача насоса;
Допустимым отношением считается не более 14% во избежание потерей КПД, если это условие не выполняется, подбираем другой насос.
6) Определяем количество основных насосов:
где Р- рабочее давление (кПа), (по заданию);
- номинальный часовой напор (по Q-Hдиаграмме) 230 м – верхний ротор.
Определяем количество подпорных насосов:
где - часовая подача нефти по МН );
- номинальная производительность насоса (по Q-H диаграмме).
8) Определяем необходимую мощность привода основного насоса:
где 
- часовая подача насоса (
;
Н – напор насоса по диаграмме (по Q-H диаграмме);
- полный КПД насоса по диаграмме (по Q-H диаграмме) приложение;
- плотность, перекачиваемой нефти(кг/ 
(по заданию);
g– скорость свободного падения (g = 9.8).
9) Определяем необходимую мощность привода подпорного насоса:
где - часовая подача насоса (
;
Н – напор насоса по диаграмме (по Q-H диаграмме); 
- полный КПД насоса по диаграмме (по Q-H диаграмме); - плотность, перекачиваемой нефти(кг/ 
(по заданию);g– скорость свободного падения (g = 9.8).
10)Определяем мощность электродвигателя основного насоса с учётом коэффициента запаса 
=1,1 и КПД электродвигателя 
- мощность привода основного насоса 
;
- коэффициента запаса, принимаем равным = 1,1;
-КПД электродвигателя, принимаем равным= 0,83.
11) Определяем мощность электродвигателя подпорного насоса с учётом коэффициента запаса =1,1 и КПД электродвигателя 
- мощность привода основного насоса 
);
- коэффициента запаса, принимаем равным = 1,1;
-КПД электродвигателя, принимаем равным= 0,80.
12) Определяем общую мощность приводов насосов:
где 
мощность электродвигателя подпорного насоса (
; 
Гидравлический расчёт
Целью гидравлического расчёта является определение потерь напора, при перемещении жидкости по трубопроводу, и количества перекачивающих станций.
1) Режим движения жидкости в нефтепроводе определяется по рассчитанному внутреннему диаметру и секундной подаче:
где Qс - секундная подача нефти, м3/с;
Dвн – внутренний диаметр (м), (по заданию).
2) Определяем параметр Рейнольдса:
При Re<2000 в трубопроводе наблюдается ламинарный режим движения жидкости.
При Re>3000 ламинарный режим движения жидкости переходит в турбулентный режим движения жидкости.
, то режим турбулентный.
3) Определяем зону относительной шороховатости:
где е – относительная шороховатость труб, е=0,15 
;
и 
- радиус и внутртений диаметр трубы (по заданию).
Если 3000<10542,2<198334 течение жидкости попадает в зону гидравлически гладких труб.
4) Определяем гидравлический коэффициент по формуле Блазиуса:
где Re- режим течения жидкости.
5) Определяем гидравлический уклон:
гдеDвн – внутренний диаметр, (м);
- скорость течения жидкости, (
)м/с;
g- скорость свободного падения, принимаем g=9,81 м/с;
λ- гидравлический коэффициент.
6) Определяем потери напора в трубопроводе:
где 
- общая протяженность нефтепровода км (по заданию);
-гидравлический уклон (м).
7) Определяем потери напора местных сопротивлений:
где hт- потери напора в трубопроводе, (м).
8) Определяем общую потерю напора с учётом перепадов высот:
где 20 м – необходимый напор перед станцией, м;
перепад высот, принимаем = 100м;
потери напора местных сопротивлений(м);
-потери напора в трубопроводе(м).
9) Определяем количество перекачивающих насосных станций:
где 
- потери напора с учётом перепадов высот;
- необходимый кавитационный запас = 40 м;
- напор, создаваемый станцией.
гдеHнп- номинальный напор насоса (по Q-H диаграмме);
nо- количество основных насосов, шт.
10) Определяем расстояние между станциями:
где Lобщ- общая длина трубопровода(км), (по заданию);
-количество перекачивающих насосных станций.
Теплотехнический расчёт
Целью теплотехнического расчёта является:
1.Определение температурного режима по длине трубопровода;
2.Определение расстояния между подогревными станциями при перекачке высоковязких и застывающих нефтей;
3.Регулирование режима перекачки по трубопроводу;
1)Температура в любой точке нефтепровода определяется по формуле В.Г.Шухова:
где 
- начальная температура грунта (
(по заданию);
- температура грунта ( (по заданию);
- натуральное число принимаеться равной= 2,718.
2)Для определения теплоемкости необходимо вычислить среднюю температуру нефтепровода:
где - начальная температура грунта (по заданию);
- конечная температура грунта (по заданию).
2)Определяем расстояние между тепловыми станциями:
где 
- секундная подача насоса;
- теплоёмкость при постоянном режиме:
- коэффициент теплопередачи = 4,66;
- внутренний диаметр, (м);
- начальная температура грунта (по заданию);
- температура грунта (по заданию);
- конечная температура грунта (по заданию).
где 
-средняя температура нефтепровода (К); - плотность перекачиваемой нефти (кг/ (по заданию).
3) Определяем количество тепловых станций:
где - общая протяженность нефтепровода = 400 км;
- расстояние между тепловыми станциями (км).
Расчет протекторной защиты трубопровода
Протекторная защита относится к электрохимическому виду защиты трубопровода от коррозии и основана на принципе работы гальванического элемента. Она автономна, благодаря чему может использоваться в районах, где отсутствуют источники электроэнергии.
Принципиальная схема протекторной защиты изображена на рис.1. Наиболее распространенными протекторами являются магниевые, потенциал которых Епр до подключения их к трубопроводу составляет 1,6 В. Минимальный расчетный защитный потенциал Еminp составляет, так же, как и для катодной защиты 0,85 В, естественный потенциал трубопровода по отношению к медносульфатному электроду сравнения Еест=0,55 В. Для повышения эффективности работы протектора его погружают в специальную смесь солей, называемую активатором.
Рисунок 1 - Принципиальная схема протекторной защиты
1- трубопровод; 2- дренажный провод; 3- контрольно-измерительная колонка;
4- активатор; 5- протектор.
Такая конструкция называется комплектным протектором. Техническая характеристика магниевых протекторов представлена в приложении Н.
При расчете протекторной установки задаются числом протекторов в ней n и определяют следующие параметры: сопротивление растеканию тока протекторной установки, протяженность защитной зоны, срок службы.
1) Определяем сопротивление изоляции трубопровода на единице длины:
где Rп.к- изоляционное покрытие с переходным сопротивлением (по заданию), (Ом*м2);
Dн – наружный диаметр трубопровода (по заданию), (м).
2) Определяем сопротивление растеканию тока с протекторной установки, при вертикальном расположении протекторов:
где 
- коэффициент учитывающий взаимное экранирование вертикальных протекторов в группе, 
- удельное сопротивление активатора, принимаем 
удельный диаметр протектора, принимаем по приложению Л; (м);
- высота активатора, принимаем по приложению Л, (м);
- диаметр активатора, принимаем по приложению Л, (м);
- глубина установки протектора (по заданию), (м);
- число протекторов (по заданию);
Ргр – удельное сопротивление грунта (по заданию), (Ом*м).
3) Определяем протяженность защитной зоны протекторной установки:
где 
- потенциал провода, 
;
- минимальный потенциал трубопровода, 
;
- сопротивление изоляции трубопровода, (Ом∙м);
- сопротивление тока с протекторной установкой при вертикальном расположении протекторов, (
).
4) Определяем продольное сопротивление единицы длины трубопровода:
Где 
- удельное электрическое сопротивление трубной стали, 
- наружный диаметр трубы (мм), (по заданию);
δ -толщина стенки, принимаем из механического расчета, δ=10 мм.
5) Определяем постоянное распределение потенциалов и токов вдоль трубопровода к концу нормативного срока эксплуатации катодных установок:
где 
- продольное сопротивление единицы длинны трубопровода, ();
- сопротивление изоляции трубопровода, ().
6) Определяем сопротивление растеканию тока, защищаемого участка трубопровода:
где - продольное сопротивление единицы длинны трубопровода, ();
- сопротивление изоляции трубопровода, ();
- температура грунта, (0С);
- глубина заложения протектора, (м);
- постоянное распределение потенциалов и токов вдоль трубопровода к концу нормативного срока эксплуатации катодных установок, (1/м);
- протяженность защитной зоны протекторной установки, (м).
7) Определяем силу тока протекторной установки при подключении ее к трубопроводу:
где 
- естественный потенциал трубопровода, 
;
- потенциал провода, ;
- сопротивление тока с протекторной установкой при вертикальном расположении протекторов, ();
- сопротивление растекания тока, защищаемого участка трубопровода, ().
8) Определяем анодную плотность тока:
где: 
- диаметр электрода, принимаем по приложению М, (м);
- длина протектора, принимаем по приложению М, (м);
- сила тока протекторной установки при подключении ее к трубопроводу, (А);
- число протекторов (по заданию).
9) Определяем количество протекторных установок:
где: 
общая длина трубопровода (км), (по заданию);
12) Определим расстояние между протекторными установками:
где: общая длина трубопровода (км), (по заданию);
11) Определяем срок службы протекторной установки:
где 
- масса одного протектора, принимаем по приложению М, (кг);
- электрохимический эквивалент протектора, 
;
- коэффициент полезного действия протектора, зависящий от анодной плотности тока, определяем по графику рис.2.6.2. 
- коэффициент использования протектора, 
- сила тока протекторной установки при подключении ее к трубопроводу.
ηn
0,5
0,4
0,3
0 1,0 2,0 
Рисунок 2- Зависимость коэффициента полезного действия ηn магниевого протектора от анодной плотности тока 