Пример технологического расчета трубопровода

Технологический расчет трубопроводов при

Проектировании

пособие по курсовому проектированию по курсу «Гидравлика»

Введение

Технологический расчет трубопровода (ТРТ) выполняется при проектировании трубопроводов для определения параметров:

трубы: диаметр и толщина стенки с учетом прочностных характеристик металла;

перекачивающих агрегатов, обеспечивающих транспортировку заданного (планового) объема продукта с учетом его физических свойств на заданное расстояние с учетом высотных отметок начала и конца трубопровода.

Получаемые в процессе расчета величины уточняются выбором из нормализованного ряда стандартных значений, а расчетные потери напора в трубопроводе при транспортировке продукта сравниваются с напором, развиваемым перекачивающими станциями.

Естественно, что ТРТ заканчивается, когда вышеуказанные величины равны между собой (допустимое отличие 1%), однако, на практике, первый «проход» не приводит к равенству и ТРТ дополняется:

либо расчетом длины лупинга или вставки трубы другого диаметра;

либо расчетом обрезки рабочих колес перекачивающих агрегатов.

Общий алгоритм ТРТ выглядит так:

1. Исходные данные для технологического расчета

трубопровода

Исходные данные подразделяются на основные, без которых ТРТ вообще невозможен, и вспомогательные, накладывающие дополнительные условия (ограничения) на производимый расчет.

К основным относятся:

расчетная длина трубопровода;

геодезические отметки конечного и начального пунктов трубопровода;

необходимый остаточный напор на конечном пункте трубопровода;

планируемый годовой объем перекачки продукта по трубопроводу;

расчетная температура перекачиваемого продукта;

физические свойства перекачиваемого продукта: плотность и вязкость.

Используемые константы: ускорение свободного падения g = 9,81 м/с²; число π = 3,14.

К вспомогательным относятся:

допустимое давление, развиваемое перекачивающей станцией, исходя из прочностных свойств корпуса насоса и запорной арматуры (по умолчанию равно 7,4 МПа);

число эксплуатационных участков, под которыми подразумеваются участки, расположенные между резервуарными парками. Промежуточные станции, имеющие в своем составе резервуарные парки, обычно являются конечными пунктами для предыдущего участка трубопровода и головными станциями для последующего участка трубопровода (по умолчанию равно 1);

расчетное время работы трубопровода (по умолчанию равно 350 сут/год);

рекомендуемое количество последовательно работающих магистральных насосов (по умолчанию равно 3);

механические характеристики трубных сталей (табл. П 1.1, прил.1);

сведения о насосах, используемых на перекачивающих станциях

(табл. П 1.2, прил. 1);

рабочие характеристики Q-H насосов (приложение 3).

Значения плотности и вязкости транспортируемого продукта, отражаемые в исходных данных и взятые из паспортных (или справочных) данных, приводятся при каких-то стандартных температурах, как правило, 15°С, 20°С и т.п.

Для ТРТ необходимо пересчитать эти значения для расчетной температуры, которая либо определяется заданием, либо принимается равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси подземного трубопровода.

Расчетное значение плотности ρ_р, кг/м³ и кинематической вязкости продукта ν_p, м²/с определяются по известным формулам:

ρ_р = ρ_з - (1,825 - 0,001315×ρ_з)×(t_p - t_з),(1.1)

где ρ_з – заданная плотность при заданной температуре t_з, °С;

ρ_р – расчетная плотность продукта при расчетной температуре t_p, °С.

lglg(ν_p + 0,8) = a + в×lg T_p , (1.2)

где ν_p – расчетная кинематическая вязкость продукта (в сСт) при расчетной температуре Т_р, °К, в свою очередь определяемой из соотношения

Т_р = 273 + t_p , (1.3)

а и в – коэффициенты, определяемые из системы уравнений

а = lglg(ν₁ + 0,8)-в×lg·T₁,

, (1.4)

где ν₁ и ν₂ – заданные значения кинематической вязкости продукта (в сСт) при заданной температуре t₁ и t₂ (°С).

Последовательность технологического

Расчета трубопровода

2.1. Расчетная пропускная способность трубопровода определяется, исходя из заданного годового времени работы трубопровода и годового планового задания по перекачке

м³/час или м³/с , (2.1)

где G_т – заданный массовый годовой план перекачки, кг;

ρ_р – расчетная плотность продукта, кг/м³;

Ч – заданное время работы трубопровода в году, ч.

2.2. Расчетное значение внутреннего диаметра трубопровода

, м, (2.2)

где W_р – рекомендуемая расчетная скорость перекачки, м/с, определяемая из графика на рис. 2.1.

Рис. 2.1. Зависимость рекомендуемой скорости перекачки

от пропускной способности трубопровода

По расчетному значению D_р принимается ближайшее в большую сторону значение наружного диаметра трубы D_н из стандартного ряда (см. табл. П 1.1, прил. 1).

2.3. Магистральные и подпорные насосы перекачивающих станций выбираются, исходя из выполнения условия

Q_min ≤ Q^ч_р ≤ Q_max , (2.3)

где Q_min, Q_max – соответственно нижняя и верхняя границы рабочего диапазона производительности насоса (см. табл. П 1.2, прил. 1).

2.4. Рабочее давление, развиваемое перекачивающей станцией при последовательном соединении насосов

Р = ρ_рg(m_p×h_м + h_n)×10^-6 ≤ {Р} , МПа , (2.4)

где h_м, h_n – соответственно напор, м, развиваемый магистральным и подпорным насосами при расчетной подаче Q^ч_р и определяемый по рабочим характеристикам насосов (см. прил. 2);

m_р – число последовательно работающих магистральных насосов;

{Р} – допустимое давление на выходе перекачивающей станции, исходя из прочности корпуса насоса или запорной арматуры.

2.5. Расчетная толщина стенки трубы, исходя из выбранного материала

, м, (2.5)

где n – коэффициент надежности по нагрузке (рабочему давлению): для труб диаметром от 720 до 1220 ммпринято n = 1,15;

R₁ – расчетное сопротивление металла трубы, определяемое из соотношения

, МПа, (2.6)

где σ_в – предел прочности металла трубы, МПа;

m_у – коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от его кате-гории: для подземных магистральных нефтепродуктопроводов принято m = 0,9;

К₁ – коэффициент надежности по материалу: для сварных труб из горячекатанной и нормализованной низколегированной стали принято К₁= 1,47;

К_н – коэффициент надежности по назначению трубопровода:

- для нефтепроводов диаметром 1020 мм и менее принято К_н = 1,0;

- для нефтепровода диаметром 1220 мм принято К_н = 1,05.

Вычисленное значение толщины стенки трубы δ_р округляется в большую сторону до ближайшего стандартного значения δ (см. табл. П 1.1, прил. 1).

2.6. Внутренний диаметр трубопровода

D = D_н - 2δ , м. (2.7)

2.7. Фактическая скорость перекачки

, м/с. (2.8)

2.8. Параметр Re (число Рейнольдса)

. (2.9)

2.9. Гидравлический уклон

, (2.10)

где λ – коэффициент гидравлического сопротивления;

β, m – в формуле Лейбензона коэффициенты, зависящие от режима течения.

2.10. Коэффициент гидравлического сопротивления l рассчитывается по приведенным ниже формулам в зависимости от режима течения жидкости в трубопроводе.

Как известно, различают два режима - ламинарный и турбулентный, а последний, в свою очередь, делится на 3 зоны:

зона гидравлически гладких труб;

зона смешанного трения;

зона квадратичного трения.

Переход из режима в режим и из зоны в зону определяется значениями критических (переходных) чисел Рейнольдса, зависящих для данного диаметра (D) трубопровода и данной вязкости (ν_р) продукта от скорости перекачки W.

Таким образом, определяя критические числа Рейнольдса и истинное значение Re, выбираем для расчета λ одну из четырех рекомендуемых формул.

При ламинарном режиме течения

Re ≤ 2320.

Коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Стокса

λ = 64 / Re, (2.11)

коэффициенты т и β в формуле Лейбензона имеют значения т=1; β = 4,15 с²/м.

При турбулентном режиме течения в зоне гидравлически гладкого трения

2320 Re ,

где относительная эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб;

К_э – эквивалентная шероховатость труб:

- для стальных новых бесшовных труб принято К_э = 0,015 мм;

- для стальных сварных труб с незначительной коррозией принято

К_э = 0,15 мм.

Коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Блазиуса

l = 0,3164 / , (2.12)

коэффициенты т и β в формуле Лейбензона имеют значения т = 0,25;

β = 0,0246 с²/м.

При турбулентном режиме течения в зоне смешанного трения

Re .

Коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Альтшуля

l = 0,11 , (2.13)

коэффициенты т и β в формуле Лейбензона имеют значения m = 0,125;

β = 0,802·10^{0,125·lg ·К-0,6233}с²/м.

При турбулентном режиме течения в зоне квадратичного трения

< Re.

Коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Шифринсона

, (2.14)

коэффициенты т и β в формуле Лейбензона имеют значения т = 0;

β = 0,0827·l с²/м.

2.11. Общий напор в трубопроводе равен

Н = (Z₂ – Z₁) + ( ) + h_пот,м,

где Р₁ – избыточное давление в резервуаре головной станции, Па, Р₁ = 0;

Р₂ – избыточное давление в конце участка, Па;

Z₁ – высотная (геодезическая) отметка начала трубопровода, м;

Z₂ - высотная (геодезическая) отметка конца трубопровода, м;

h_пот – потери напора на сопротивление в трубопроводе, м.

Используя гидравлический уклон i, общий напор в трубопроводе можно выразить:

Н=DZ + ( ) + 1,02×i×L_p,м,(2.15)

где 1,02 – коэффициент, учитывающий потери напора в местных сопротивлениях линейной части трубопровода;

L_p – расчетная длина трубопровода, равная геометрической длине трубопровода или расстоянию от начала трубопровода до перевальной точки, м;

ΔΖ – разность геодезических отметок конца и начала трубопровода, м.

2.12. Расчетный суммарный напор, развиваемый магистральными насосами перекачивающей станции при выполнении условия (2.4)

, м, (2.16)

где m_p – число работающих одновременно насосов.

Если условие (2.4) не выполняется, т.е. развиваемое давление превышает допустимое, то Н_ст определяется по формуле

, м , (2.17)

где h°_м – измененный напор одного магистрального насоса, м.

2.13. Магистральный трубопровод может состоять из одного, двух и более эксплуатационных участков. Общий напор, развиваемый насосами всех перекачивающих станций трубопровода, в этом случае можно записать следующим образом:

H = N_э×h_п + n_pH_ст, м, (2.18)

где n_p – расчетное число перекачивающих станций;

N_э – число эксплуатационных участков.

Используя выражения (2.15–2.18), баланс напоров трубопровода можно представить уравнением:

N_э×h_п + n_pH_ст = DZ + 1,02×i×L_p + N_э×h_к.п. (2.19)

или, преобразовывая

n_pH_ст = DZ + 1,02×iL_р - N_э(h_п - h_к.п.), (2.20)

где h_к.п. – остаточный напор на конечном пункте эксплуатационного участка трубопровода, м.

Величина N_э(h_п - h_к.п.) указывает, что при наличии промежуточных резервуарных парков или иначе промежуточных головных станций, напоры h_п, h_к.п. будут использованы N_э раз.

Расчетное число перекачивающих станций определяется из уравнения (2.20)

, (2.21)

где H_m = DZ + 1,02iL_р.

Обычно при расчете n_р получается дробным числом. Оно может быть округлено как в большую, так и в меньшую сторону (окончательно вопрос должен решаться технико-экономическим расчетом).

Вариант I (n_о > n_р).

При округлении n_р в большую сторону до значения n_o излишний расчетный суммарный напор магистральных насосов перекачивающей станции можно снизить до Н^о_ст обточкой рабочих колес, в общем случае не превышающий 10 %.

2.14. Величина сниженного расчетного напора

, м, (2.22)

где n_о – округленное в большую сторону число насосных станций.

2.15. Напор, развиваемый магистральным насосом с обточенным рабочим колесом, равен:

, м. (2.23)

2.16. Диаметр обточенного колеса определится из соотношения

, (2.24)

где – напор насоса с обточенным рабочим колесом, м;

h_м – напор насоса с заводским рабочим колесом, м;

D_o – диаметр обточенного рабочего колеса, м;

D_З – диаметр заводского рабочего колеса, м.

Для построения характеристики насоса с измененным диаметром рабочего колеса используют соотношения:

, (2.25)

где Q_о, Q₃ – объемные расходы для обточенного и заводского рабочих колес, м³/ч.

Вариант II (n_х < n_р).

При округлении n_р в меньшую сторону до значения n_x излишние потери напора на трение в трубопроводе можно снизить либо прокладкой лупинга, либо вставкой участка трубы большего диаметра.

2.17. Длина лупинга

, м, (2.26)

где n_x – число станций, округленное в меньшую сторону;

i_л – гидравлический уклон лупинга, вычисляемый по формуле

i_л=ω×i ,(2.27)

, (2.28)

где D_л – внутренний диаметр лупинга.

2.18. Длина вставки

, м, (2.29)

где i_в – гидравлический уклон вставки, вычисляемый по формуле

, м, (2.30)

где D_в – внутренний диаметр вставки.

Окончательный вариант размещения станций определяется технико-экономическими расчетами.

3. РАССТАНОВКА СТАНЦИЙ ПО ДЛИНЕ УЧАСТКА

ТРУБОПРОВОДА

Расстановка станций производится для двух вариантов:

1) вариант работы с обточенными колесами;

2) вариант работы с наличием лупинга.

Для расстановки применяется метод графического построения линий гидравлического уклона по участку трубопровода между станциями.

Расстановка станций по варианту 1 показана на рис. 3.1.

Рис. 3.1. Расстановка станций по варианту 1

Построение графика включает:

1) строят произвольный D А¢В¢С¢ таким образом, чтобы отношение сторон

= i,

2) в выбранном масштабе М¢ по оси L наносят профиль трубопровода. Т. А соответствует 0 км, т. К – конец трубопровода;

3) от т. А в масштабе М² наносят Н^o_ст = m_ph^o_м, получают т. В;

4) из т. В параллельно гипотенузе D А¢В¢С¢ строят линию гидравлического уклона первого участка трубопровода, отмечают на профиле т. С, которая соответствует возможному месту расположения первой промежуточной станции;

5) от т. В откладывают отрезок О¢В = h_п, проводят линию О¢О¢, параллельную ВС, отрезок О¢С есть подпор для первой промежуточной станции;

6) аналогично определяем расположение остальных промежуточных станций;

7) действительная величина напора h_к.п. определится из построения отрезков FP = h_п и FЕ = h_п - h_к.п., и проведения линий гидравлического уклона ЕК и РК².

Если расчеты и построения произведены правильно, то отрезок КК² будет равен h_к.п..

Положение конечной т. К определяется пересечением с профилем линии гидравлического уклона, проведенной из т. Е (но не из т. F, как это было ранее), так как на преодоление сопротивления участка МК затрачивается напор, равный Н = m_ph^o_м + (h_п - h_к.п.).

Расстановка станций по варианту 2 показана на рис. 3.2.

Рис. 3.2. Расстановка станций по варианту 2

Построение производят в следующей последовательности:

1) строят масштабные треугольники D А¢В¢С¢ и D А¢Р¢С¢ таким образом, чтобы отношение сторон

= i и = i_л;

2) в принятых масштабах наносят на график в координатах H-L профиль трубопровода. Т. А соответствует 0 км, т. К – конечный пункт;

3) от т. А по вертикали откладывают отрезок Н_ст = m_ph_м и проводят из т. В линию гидравлического уклона, параллельную В¢С¢ D А¢В¢С¢. Точка ее пересечения с профилем (т. С) есть место расположения первой промежуточной станции;

4) для нанесения линий подпора от т. В откладываем отрезок ВО¢ = h_п проводим линию О¢О² параллельно ВС. Для других станций построение аналогично;

5) для последней ПС линия ЕК¢ не приходит в конечную точку, т.к. не хватает напора, который в т. Е равен Н = m_ph_м + (h_п - h_к.п.).

Необходимо с помощью лупинга снизить величину потерь напора на данном участке трубопровода.

Наносим на график т. N, отрезок ЕN = h_к.п. и проводим линию гидравлического уклона NМ. От конечной т. К² наносим линию К²М, параллельную линии Р¢С¢ DА¢Р¢С¢ до пересечения с линией NM (т. М). Проекция линии К²М на горизонтальную ось определяет длину лупинга, которая должна совпадать с расчетной;

6) при необходимости размещения лупинга в начале участка трубопровода построение линии гидравлического уклона лупинга начинают от т. В, проводя отрезок ВВ², параллельный Р¢С¢ длиной равной отрезку МК². Затем из т. В² проводят линию гидравлического уклона трубопровода до пересечения с профилем (т. С²). Т. С² является местом возможного расположения первой ПС при наличии лупинга в начале трубопровода. Проекция отрезка ВВ² на горизонтальную ось есть длина лупинга, которая должна совпасть с расчетной Х_л. При этом все ПС передвинутся в направлении к конечной точке на расстояние Х_л и для них необходимо провести новое построение, аналогичное вышерассмотренному.

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 = - 40 м;

3) годовой план перекачки нефти G_r = 24·10⁶ т/год;

4) расчетная температура нефти t_p = 0 °C;

5) плотность нефти при 20^°С ρ_20°С = 872 кг/м³;

6) кинематическая вязкость при 20^°С ν_{20 °С} = 28·10^-6 м²/с,

кинематическая вязкость при 50^°С ν_{50 °С} = 14·10^-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 нефти при расчетной температуре (2.1)

r_р=872 - (1,825 - 0,001315×872)×(0 - 20) = 885кг/м³.

Кинематическая вязкость (2.2)

lglg(ν + 0,8) = 5,752 - 2,27×lg 273,

откуда

ν = -0,8 = 50,8×10^-6 м²/с,

где коэффициенты a и b определены по (2.4)

,

a = lglg(28+0,8) - (-2,27) lg293 = 5,752.

Расчетная пропускная способность нефтепровода (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 в прил. 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_оH°_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 = DZ + 1,02i(L_тp – Х_л) + 1,02i_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

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: