Технологический расчет трубопроводов при проектировании

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. 

      4. 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) = 805 кг/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) lg293 = 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  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.