 |
Определение расчетного давления, материала труб
|
|
|
|
Пример: Технологический расчет нефтепровода.
Исходные данные:
1) Пропускная способность нефтепровода: G = 44 млн. т. / год;
2) Длина трубопровода: L = 654 км;
3) Геодезические отметки начального и конечного пунктов: Z 1 = 142 м; Z 2 = 189 м;
4) Расчетная температура перекачки: t = 13 ºС;
приволжская нефть
Определение характеристик перекачиваемого продукта
а) Плотность нефтепродуктов определяем по следующей формуле:
ρ t = ρ 20 - ζ* (t - 20 ºС),
где: ρ t - плотность нефтепродуктов для заданной температуре;
ρ 20 - плотность нефтепродуктов при 20 ºС кг/м3;
t - расчетная температура перекачки нефтепродуктов;
ζ = (1,825 - 0,001315 * ρ 20)
На основании таблицы № 2 - «Теплофизические свойства некоторых нефтей и нефтепродуктов» плотность для керосина принимаем равной 832 кг/м ³.
ζ =(1,825 - 0,001315 * 823) = 0,742755;
ρ 13 = 832 кг/м ³ – 0,742755* (13 ºС - 20 ºС) = 828,199285 кг/м ³
б) Кинематическая вязкость определяется по формуле Филонова - Рейнольдса:
ν = ν 0 * ехр (- u * (t - t 0);
u = ln (ν 1 / ν 2) / (Т 1 - Т 2);
Из таблицы берем Т1 = 293 К, Т2 = 303 К, υ1 = 0,0835*10-4 м2/с и υ2 = 0,0509*10-4 м2/с.
u = ln (0,0835 / 0,0509) / (293 - 303) = 0,049498371
ν = 0,0835*10-4* ехр (- 0,049498371 * (13 - 20) = 0,118077 *10-4 м2/с = 0,0000118077 м2/с
Выбор конкурирующих диаметров нефтепродуктопровода
Выбор внешнего диаметра нефтепродуктопровода производится на основании пропускной способности данного трубопровода. На основании таблицы № 3 выбираем диаметр нефтепродуктопровода равным 1020 мм.
На основании таблицы № 3 выбираем два ближайших диаметра для нефтепродуктопровода равными соответственно 920 мм и 1220 мм.
Выбор основного насосно - силового оборудования
Для выбора насосно - силового оборудования пропускную способность нефтепровода переведем в м³/час и в м³/c:
|
|
|
Q час= G / ρ t / 350/24;
Q с= Q час / 3600
где: G - пропускная способность для данного нефтепровода;
ρ t - плотность перекачиваемой нефти при заданной температуре;
Q час= 44000000 (т / год) / 0,828199285 (т/м ³) / 350 дней / 24 час = 6324,679739 м ³ / час
Q с = 6324,679739 (м ³ / час) / 3600 = 1,756855 м ³ / c.
На основании полученного расхода в таблице № 4 «Техническая характеристика насосов» выбираем магистральный насос типа HM (спиральный) марки HM 7000 - 210. Данный насос имеет следующие технические характеристики:
1) подача - 1,944 м ³ / с;
2) напор - 210 м;
3) дополнительный кавитационный запас - 52 м;
4) КПД - 89 %;
По графику определяем напор при заданном расходе = 215 м
В качестве подпорного насоса выбираем насос типа НМП 5000-115, со следующими техническими характеристиками:
1) подача - 1,389 м ³ / с;
2) напор - 115 м;
3) дополнительный кавитационный запас - 3,5 м;
4) КПД - 85%
Определение расчетного давления, материала труб
и механический расчет по конкурирующим вариантам
1) Определяем напор насосной станции по следующей формуле:
H ст = ΔH + (2 ÷ 3) * H нас
где: ΔH - напор подпорного насоса;
H нас - напор насоса;
H ст = 115 м + 3 * 215 м = 760 м;
2) Определяем рабочее давление трубопровода по следующей формуле:
Р раб = ρ t * g * H ст
Р раб = 828,199285 кг/м ³ * 9,8 м/с ² * 760 м;
Р раб = 6,168428 МПа;
3) Определяем расчетное сопротивление металла труб по следующей формуле:
R = R н * m / К1 * К2
где R н - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металлотруб и сварных соединений, определяемые из условий работы на разрыв, равное минимальному пределу прочности δвр. Для стали 14 ХГС δвр=500Мпа.
К 1 - коэффициент безопасности по материалу, он равен 1,34.
К 2 - коэффициент надёжности, зависящий от диаметра нефтепровода.
Если Д<=1000 мм то К2 = 1.
Если Д=1200 мм то К2 = 1,05.
Если Д=1400 мм то К2 = 1,1.
m - это коэффициент условий работы трубопровода. Для трубопроводов 3-ей и 4-ой категории m=0.9. Для трубопроводов 1-ой и 2-ой категории m=0,75.
|
|
|
Рассчитаем сопротивление труб:
Если Д 1 = 920 мм;
R 1 = 500Мпа * 0,9 / 1,34 * 1 = 335,820896 МПа;
Если Д 2 = 1020 мм;
R 2 = 500Мпа * 0,9 / 1,34 * 1,05 = 319,829424 МПа;
Если Д 3 = 1220 мм;
R 3 = 500Мпа * 0,9 / 1,34 * 1,1 = 305,291723 МПа;
4) Определяем толщину стенки по следующей формуле:
δ = п * Р раб * Д нар / 2 * (R 1 + п * Р раб)
где: Р раб - рабочее (расчётное) давление;
Д нар - наружный диаметр трубопровода;
п - коэффициент надежности по нагрузке. Он равен 1,2;
Рассчитаем толщину стенки по конкурирующим вариантам:
Если Д 1 = 920 мм,
δ 1 = 1,2*6,168428 МПа*920 мм / 2*(335,820896 МПа + 1,2*6,168428 МПа) = 9,9205832 мм Для данного диаметра из таблицы 6, принимаем толщину стенки - 10 мм.
Если Д 2 = 1020 мм,
δ 2 = 1,2*6,168428 МПа *1020 мм / 2*(319,829424 МПа + 1,2*6,168428 МПа) = 11,536 мм.
Для данного диаметра из таблицы 6, принимаем толщину стенки - 12 мм.
Если Д 3 = 1220 мм,
δ 3 = 1,2*6,168428 МПа*1220 мм / 2*(МПа + 1,2*6,168428 МПа) = 14,44мм.
Для данного диаметра из таблицы 6, принимаем толщину стенки - 16 мм.
5) Внутренний диаметр трубопровода определяем по формуле:
Д вн = Д нар - 2 δ
Рассчитаем внутренние диаметры конкурирующих вариантов:
Если Д 1 = 920 мм.
Д 1 вн = 920 мм - 2 * 10 мм = 900 мм.
Если Д 2 = 1020 мм.
Д 2 вн = 1020 мм - 2 * 12 мм = 996 мм.
Если Д 3 = 1220 мм.
Д 3 вн = 1220 мм - 2 * 16 мм = 1188 мм.
5. Определение полных потерь напора в трубопроводе
и число нефтеперекачивающих станции для каждого варианта
1) Вычисляем число Рейнольдса по следующей формуле:
Re = 4 * Q / π * Д вн * ν
где: Q - секундный расход; Д вн - внутренний диаметр; ν - кинематическая вязкость, м2/с;
Если Д вн 1 = 900 мм.
Re 1 = 4 * 1,756855 м ³ / c / 3,14 * 0,9 м * 0,00001180768м ²/с = 210600,458111
Если Д вн 2 = 996 мм.
Re 2 = 4 * 1,756855 м ³ / c / 3,14 * 0,996 м * 0,00001180768 м ²/с = 190301,618775
Если Д вн 3 = 1188 мм.
Re 3 = 4 * 1,756855 м ³ / c / 3,14 * 1,188 м * 0,00001180768 м ²/с = 159545,801599
2) Определяем переходное число RеI:
RеI = 10 * Д вн / К
где: К - абсолютная эквивалентная шероховатость, принимается равной 0,03 мм;
Рассчитаем эту величину для конкурирующих вариантов:
Если Д вн 1 = 900 мм.
Rе 1 = 10 * 0,9 м / 0,00003 м = 300000,00;
Если Д вн 2 = 996 мм.
Rе 2 = 10 * 0,996 м / 0,00003 м = 332000,00;
Если Д вн 3 = 1188 мм.
Rе 3 = 10 * 1,188 м / 0,00003 м = 396000,00;
3) Определяем режим течения нефти
Режим течения нефти зависит и характеризуется в основном от числа Рейнольдса и от коэффициента шероховатости. Данные величины были определены в предыдущем пункте, поэтому можно будет определить характер течения нефтепродуктов
|
|
|
А) Для ламинарного режима нефти необходимо выполнение следующего неравенства:
Re < 2000;
Условие не выполняется для всех конкурирующих вариантов.
Б) Для турбулентного режима нефти необходимо выполнение следующего неравенства:
Re > 2000 > 10 * Д вн / К;
210600,458111 > 2000 < 10 * 0,9 / 0,00003 условие выполняется
190301,618775 > 2000 < 10 * 0,996 / 0,00003 условие выполняется
159545,801599 > 2000 < 10 * 1,188 / 0,00003 условие выполняется
4) Определяем коэффициент гидравлического сопротивления
Коэффициент гидравлического сопротивления λ для смешанного режима определяется по формуле Блазиуса:
λ = 0,3164 / (Re ¼)
λ 1 = 0,3164 / (210600,458111¼) = 0,3164 / 21,422237 = 0,0147697;
λ 2 = 0,3164 / (190301,618775¼) = 0,3164 / 20,886257 = 0,0151487;
λ 3 = 0,3164 / (159545,801599 ¼) = 0,3164 / 19,98579 = 0,015831.
5) Определяем скорость движения потока по следующей формуле:
W = 4 * Q / π * Д вн²;
Д 1 вн = 900 мм.
W 1 = 4 * 1,756855 м ³ / c / 3,14 * 0,9 ² м ² = 2,763003 м / с;
Д 2 вн = 996 мм.
W 2 = 4 * 1,756855 м ³ / c / 3,14 * 0,996 ² м ² = 2,2560447 м / с;
Д 3 вн = 1188 мм.
W 3 = 4 * 1,756855 м ³ / c / 3,14 * 1,188 ² м ² = 1,5857455 м / с;
6) Определяем потери напора в трубопроводе по формуле Лейбензона:
h τ = β * Q 2- m * ν m * L / Д вн5- m;
где: β - принимается для данного режима равной 0,0247;
m - принимается равной для данного режима 0,25;
L - длина трубопровода; 654 км.
Если Д 1 вн = 0,9 м и ν 1 = 0,0000118077 м2 / с;
h τ 1 = 0,0247 * 1,756855 2-0,25 м ³ / c * 0,0000118077 0,25 м2 / с * 654000 м / 0,9 5-0,25 м = 0,0247 * 2,6809447 * 0,0586194 * 654000 / 0,60625 = 4187,472705 м;
Если Д 2 вн = 0,996 м и ν 2 = 0,0000118077 м / с;
h τ 2 = 0,0247 * 1,756855 2-0,25 м ³ / c * 0,0000118077 0,25 м2 / с * 654000 м / 0,996 5-0,25 м = 0,0247 * 2,6809447 * 0,0586194 * 654000 / 0,981142 = 2587,450508 м;
Если Д 3 вн = 1,188 м и ν 3 = 0,0000118077 м / с;
h τ 3 = 0,0247 * 1,756855 2-0,25 м ³ / c * 0,0000118077 0,25 м2 / с * 654000 м / 1,188 5-0,25 м = 0,0247 * 2,6809447 * 0,0586194 * 654000 / 2,266617 = 1120,020098 м.
7) Определяем разность геодезических отметок по следующей формуле:
Δ z = z 2 - z 1; Δ z = 189 м - 142 м = 47 м;
где: z 1 - геодезическая отметка начального пункта;
z 2 - геодезическая отметка конечного пункта;
8) Определяем потери напора в трубопроводе по следующей формуле:
H = 1,01 * h τ + Δ z;
Для h τ 1 = 4187,472705 м;
|
|
|
H 1 = 1,01 * 4187,472705 м + 47 м = 4276,347432 м;
Для h τ 2 = 2587,450508 м;
H 2 = 1,01 * 2587,450508 м + 47 м = 2660,325013 м;
Для h τ 3 = 1120,020098 м;
H 3 = 1,01 * 1120,020098 м + 47 м = 1178,220299 м;
9) Определяем величину гидравлического уклона по следующей формуле:
I = h τ / L
Для h τ 1 = 4187,472705 м;
I 1 = 4187,472705 м / 654000 м = 0,006403;
Для h τ 2 = 2587,450508 м;
I 2 = 2587,450508 м / 654000 м = 0,003956;
Для h τ 3 = 1120,020098 м;
I 3 = 1120,020098 м / 654000 м = 0,001713;
10) Определяем число однотипных станций по следующей формуле:
N = (H - Δ h) / H ст
где: H - потери напора;
Δ h - подпор перед станцией;
H ст - напор развивающей станцией;
Для H 1 = 4276,347432 м;
n 1 = (4276,347432 м - 115 м) / 760 м = 5,475 шт; Принимаем n 1 = 5 шт;
Для H 2 = 2660,325013 м;
n 2 = (2660,325013 м - 115 м) / 760 м = 3,349 шт; Принимаем n 2 = 3 шт;
Для H 3 = 1178,220299м;
n 3 = (1178,220299м - 115 м) / 760 м = 1,399 шт; Принимаем n 3 = 1 шт.
|
|
|
