Пример технологического расчета трубопровода

Произвести технологический расчет трубопровода при следующих исходных данных:

1) расчетная длина трубопровода L _р = 780 км;

2) разность геодезических отметок ΔΖ = - 38 м;

3) годовой план перекачки д/топлива G_r = 20,8·10⁶ т/год;

4) расчетная температура нефти t_p = 0,5 °C;

5) плотность д/топлива при 20^° С ρ _{20 ° С} = 820 кг/м³;

6) кинематическая вязкость при 20^° С ν _{20 ° С} = 6,4·10^-6 м² /с,

кинематическая вязкость при 50^° С ν _{50 ° С} = 3,8·10^-6 м² /с;

7) остаточный напор h _к.п. = 35 м;

8) число эксплуатационных участков N _э = 1;

9) допустимое давление { P } = 7,4 МПа.

Решение.

Плотность д/топлива при расчетной температуре (2.1)

r _р = 820 - (1,825 - 0,001315×820)×(0,5 - 20) = 805кг/м³.

Кинематическая вязкость (2.2)

lglg (ν + 0,8 ) = 6,52 - 2,67× lg 273,5,

откуда

ν = -0,8 = 58,2×10^-6 м² /с,

где коэффициенты a и b определены по (2.4)

,

a = lglg (6,4+0,8) - (-2,67) lg 293 = 6,520.

Расчетная пропускная способность нефтепродуктопровода (2.1)

= 3228 м³ /ч = 0,897 м³ /с.

Расчетное значение внутреннего диаметра нефтепровода (2.2)

,

где W _р = 1,75 м/с – рекомендуемая расчетная скорость перекачки при расчетной пропускной способности Q ^ч _р = 3228 м³ /ч (рис. 4.1).

Рис. 4.1. Зависимость рекомендуемой скорости перекачки

от пропускной способности трубопровода

Примем ближайший наружный диаметр трубопровода (табл. П 1.1) равным D _н = 820 мм.

Примем марку стали труб 17ГIC с пределом прочности σ_в = 520 МПа (табл. П 1.1).

Коэффициенты m_у, n, К₁ и К_н имеют следующие значения: n = 1,15;

т_у = 0,9; К₁ = 1,47; К_н = 1,0.

Расчетное сопротивление металла трубы (2.6)

Магистральные и подпорные насосы выбираем по расчетной пропускной способности Q ^ч _р = 3228 м³ /ч(табл. П 1.2):

- магистральный насос НМ 3600-230 с производительностью 3600 м³ /ч и напором 230 м;

- подпорный насос НМП 3600-78 с производительностью 3600 м³ /ч и напором 78 м.

Характеристики насосов НМ 3600-230 и НМП 3600-78 представлены вприл. 3.

При расчетной подаче напоры, развиваемые магистральным и подпорным насосами, равны

h _м = 250 м и h _п = 82 м.

Рабочее давление, развиваемое насосной станцией (2.4)

Р = 885×9,81×(3×250 + 82)×10^-6 = 7,22 < 7,4 МПа.

Толщина стенки трубы (2.5)

.

Для труб из стали 17ГIC и Dн = 820 мм (табл. П.1.1) ближайшее значение толщина стенки в большую сторону равно δ = 11 мм.

Внутренний диаметр трубопровода (2.7)

D = 820-2×11=798 мм.

Фактическая скорость течения нефти в трубопроводе (2.8)

.

Число Рейнольдса (2.9)

.

Первое переходное число Рейнольдса

.

Из сравнения Re и Re₁, видно, что режим течения турбулентный - зона гидравлически гладкого трения.

Коэффициент гидравлического сопротивления (2.12)

.

Гидравлический уклон (2.10) равен:

.

Поскольку условие (2.4) выполняется, то расчетный напор основных агрегатов перекачивающей станции (2.16)

Н_ст = 3×250 = 750 м.

Расчетное число насосных станций (2.21)

.

Вариант I.

Округлим число насосных в большую сторону, т.е. примем n_о = 6.

При расчетной подаче Q ^ч _р = 3228 м³ /ч(см. характеристику Q - H, приложение 3) баланс напоров согласно (2.19) будет иметь вид:

Н_ст = 6×3×250+82 = 4582 м,

Н_тр = -40 + 1,2×0,00499×780×10³ + 35 = 3967 м.

Таким образом Н_ст > Н_тр, и для согласования работы пары «насос-трубопровод» необходима обточка колес.

Согласно (2.20)

n_о H °_ст = -40 + 1,2×0,00499×780×10³ – 82 + 35 = 3885 м,

тогда напор, развиваемый основными агрегатами каждой ПС будет равен (2.22)

м.

Напор, развиваемый одним основным насосом (2.23),

В этом случае баланс напоров согласно (2.19) соблюдается:

6×3×215,8 + 82 = -40 + 1,2×0,00499×780×10³ + 35 (3967 м = 3967 м).

Диаметр обточенного колеса при известных напорах магистрального насоса равен (2.24):

.

= 420 мм.

(т.е. 7 %).

Степень обточки менее 10 %, поэтому вариант увеличения числа станций до 6 возможен.

Вариант II.

Округлим число насосных в меньшую сторону, n _х = 5.

При расчетной подаче Q ^ч _р = 3228 м³ /ч баланс напоров согласно (2.19) будет иметь вид:

Н_ст = 5×3×250 + 82 = 3832 м,

Н_тр = -40 + 1,02×0,00499×780×10³ + 35 = 3967 м.

Н_тр > Н_ст, что говорит о необходимости уменьшения сопротивления трубопровода прокладкой лупинга или вставки большего диаметра.

Согласно (2.27, 2.28) определяем i _л:

i _л = 0,00499 × .

Коэффициент m в зоне гладких труб равен 0,25.

Длина лупинга равна (2.26):

м.

Суммарные потери напора в трубопроводе с лупингом составят (2.15):

Н^_тр = D Z + 1,02 i (L _{т p} – Х_л) + 1,02 i _л × Х_л + 35 = -40 + 1,02×0,00499×780×10³ – 1,02×0,00499×38460 + 1,02×0,001484×38460 + 35 = 3829 м.

Таким образом, Н_ст = Н^_тр, значит длина лупинга определена правильно.

Расстановку станций по длине трубопровода производим графическим способом. Данные для построения и примеры построения показаны на рис. 4.2 и рис. 4.3.

Рис. 4.2. Пример построения по варианту 1

Рис. 4.3. Пример построения по варианту 2

Библиографический список

1. Васильев Г.Г., Коробков Г.Е. и др. Трубопроводный транспорт нефти. М.: 2002, т. I, II.

2. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. М.: Недра, 1981.

3. Яблонский В.С., Новоселов В.Ф. Проектирование, эксплуатация и ремонт нефтепродуктопроводов. М.: Недра, 1965.

4. СНиП 2.05.06.-85*.

Приложение 1

Таблица П 1.1