- •Пример: Технологический расчет нефтепровода.
- •1. Определение характеристик перекачиваемого продукта
- •2. Выбор конкурирующих диаметров нефтепродуктопровода
- •3. Выбор основного насосно - силового оборудования
- •4. Определение расчетного давления, материала труб и механический расчет по конкурирующим вариантам
- •5. Определение полных потерь напора в трубопроводе и число нефтеперекачивающих станции для каждого варианта
- •6. Определение капитальных и эксплуатационных затрат по трем вариантам
- •7. Сравнение этих вариантов по приведенным затратам и выбор наилучшего варианта
- •Т.К. Приведенные затраты наименьшие для диаметра 920 мм, рассчитаем вариант для транспортировки нефти ø 820 мм.
- •Таким образом по минимуму приведенных затрат оптимальным будет вариант с диаметром 920 мм и 5 нпс.
4. Определение расчетного давления, материала труб и механический расчет по конкурирующим вариантам
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 = 1120,020098м .
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.