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 δ_вр. Для стали 14 ХГС δ_вр=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 Rе_I:

Rе_I = 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 / (210600,458111^¼) = 0,3164 / 21,422237 = 0,0147697;

λ ₂ = 0,3164 / (190301,618775^¼) = 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 _вн^²;

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 _вн^{5- 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.

12Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: