Технологический расчет трубопроводов при проектировании (стр. 1 из 4)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО образованию Российской Федерации Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Технологический расчет трубопроводов при

проектировании

Самара 2005

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).

2. 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_рпринимается 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 ммпринятоn = 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_рокругляется 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.