Методические указания к решению задачи домашней контрольной работы

Гидравлический расчет магистрального нефтепровода

Целью гидравлического расчета магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) является определение суммарных потерь напора в магистральном нефтепроводе (нефтепродуктопроводе) и полного напора, необходимого для перекачки нефти (нефтепродукта) по магистральному нефтепроводу (нефтепродуктопроводу), т.е. гидравлического сопротивления нефтепровода (нефтепродуктопровода).

 

1.1 Пропускная способность магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) – это максимальное количество нефти (нефтепродукта), которое может быть перекачано по нефтепроводу (нефтепродуктопроводу) при экономически оптимальном использовании принятых расчетных параметров и установившемся режиме.

Определяется объемная секундная пропускная способность нефтепровода (нефтепродуктопровода), м³/с

Q _с = G _г/(350·24·3600·r) = G _сут/(24·3600·r) = G _ч /(3600·r),

где G _г – массовая годовая пропускная способность нефтепровода (нефтепродуктопровода), тн/год;

G _сут – массовая суточная пропускная способность нефтепровода (нефтепродуктопровода), тн/сут;

G _ч – массовая часовая пропускная способность нефтепровода (нефтепродуктопровода), тн/ч;

350 – число суток непрерывной работы нефтепровода (нефтепродуктопровода) в году;

24 – число часов в сутках;

3600 – число секунд в часе;

r – плотность перекачиваемой нефти (нефтепродукта) кг/м³⁽.Выбирается по паспорту на нефть или из справочника).

 

1.2 Определяется расчетный диаметр нефтепровода (нефтепродуктопровода)

 

d _расч=

где p - число Архимеда, p = 3,14;

v _т- теоретически принятая скорость движения нефти (нефтепродукта) по нефтепроводу (нефтепродуктопроводу), м/с. Рекомендуется v _т = 1,5 ¸ 2,5 м/с

 

1.3 Выбираются по ГОСТ или ТУ (техническим условиям) наружный диаметр нефтепровода (нефтепродуктопровода) D _н(ближайший к расчетному) и толщина стенки нефтепровода (нефтепродуктопровода) d, которая проверяется механическим расчетом (табл 1);

Таблица 1. Перечень технических условий на стальные трубы большого диаметра отечественного производства и их характеристики

Завод-изготовитель	Рабочее давление, МПА	Предел текучести σт, МПА	Номинальная толщина стенки,мм	Нормативные характеристики основного металла	Конструкция трубы, изоляция	Коэффи циент надежноc ти по материалу, к1
Марка стали	Временное сопротивление разрыву σв, МПА	Предел текучести σт, МПА
ХТЗ ТУ-У-322-8-22-96	7.4		16.2	13Г1СБ-У			Прямошовные трубы с заводской изоляцией	1.34
ХТЗ, ТУ 14-3-1938-	7.4		15.7 -	10Г2ФБ			Прямошовные трубы с заводской изоляцией	1.34
ХТЗ, ТУ 14-Зр-04-94	5,4-7,4		10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 15,0	12ГСБ			Прямошовные трубы	1,4
10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 15,0	12Г2СБ			Прямошовные трубы	1,4
ВМЗ, ТУ 14-3-1573-99	5,4-9,8		10,0-16,0	17Г1С-У			Прямошовные трубы	1,4
10,0-25,0	13Г1С-У			1,34 1,34
ВМЗ, ТУ 14-ЗР-01-93	7,4		10,3 10,8 12,3 12,9 15,2	К60			Прямошовные трубы	1,34
ХТЗ, ТУ-У-14-8-16-99	7,4		10,3 10,5 11,3 12,3 13,1 15,2	10Г2ФБ			Прямошовные трубы	1,34
	9,5 10,2 11,1 11,8 13,8	10Г2ФБ			-«-	1,34
ЧТЗ, ТУ 14-Зр-04-94	5,4-7,4		9,0 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0	12ГСБ			-«-	1,4
9,0 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0	12Г2СБ			-«-	1,4
ВМЗ, ТУ 14-3-1573-99	5,4-9,8		9,0-25,0	13ГС			Прямошовные трубы	1,34
9,0-25,0	10Г2СФ
ВМЗ, ТУ 14-3-1573-	5,4-9,8		8,0-25,0	13ГС			-«-	1,34
8,0-30,0	10Г2ФБ
ЧТЗ, ТУ 14-Зр-04-94	5,4-7,5		8,0 9,0 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0	12ГСБ			-«-	1,4
8,0 9,0 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0	12Г2СБ			-«-	1,4
ВТЗ, ТУ 14-3-1976-99	5,4-7,4		12,0 12,2 12,5 12,9 13,0	К60			Спиральношовные труб из низколегированной стали.	1,4
ВМЗ, ТУ 14-3-1573-99	5,4-9,8		8,0-24,0	13ГС			Прямошовные трубы	1,34
8,0-24,0	10Г2СБ
ВТЗ, ТУ 14-3-1976-99	5,4-7,4		11,4	К56			Спиральношовные трубы низколегированнойстали.	1,4
11,5 12,0	К60
ВМЗ, ТУ 14-3-1573-99	5,4-9,8		7,0-24,0 7,0-24,0	13ГС			Прямошовные трубы	1,34
1-Г2СБ

 

D _н=, м

d =, м

1.4 Определяется внутренний диаметр нефтепровода (нефтепродуктопровода), м

d = D _н- 2·d

1.5 Определяется фактическая скорость движения нефти (нефтепродукта), м/с

 

v = (4· Q _с)/(p· d ²),

 

1.6 Определяется режим движения нефти (нефтепродукта), который характеризуется величиной числа Рейнольдса

Re = (v·d) / n

где n - кинематическая вязкость нефти (нефтепродукта), м²/с. (Выбирается по паспорту на нефть или из справочника.)

Если Re < 2300, то режим движения ламинарный.

Если Re > 2300, то режим движения турбулентный.

 

1.7 Определяется зона трения, если режим движения турбулентный.

 

1.7.1 Определяется первое переходное число Рейнольдса.

Re _1пер = 40 ·d /e

где e – абсолютная шероховатость труб, м. Можно принимать абсолютную шероховатость труб «e» равной эквивалентной абсолютной шероховатости труб k _э. Значения абсолютной e и эквивалентной шероховатости внутренней поверхности стальных нефтепроводных труб составляют соответственно (в мм): для новых цельнотянутых труб e=0.05-0.15 и k _э=0.02-0.07; для труб находившихсяч в непродолжительной эксплуатации e=0.2-0.3 и k _э=0.2-0.5.

 

Если 2300 < Re < Re _1пер, то зона гидравлически гладких труб (зона гладкого трения, зона Блазиуса)

 

1.7.2 Если Re > Re _1пер, то определяется второе переходное число Рейнольдса

Re _2пер = 500 ·d /e

Если Re _1пер< Re < Re _2пер, то зона гидравлически шероховатых труб (смешанного трения).

 

1.7.3 Если Re > Re _2пер, то зона вполне шероховатых труб (квадратичного трения)

 

1.8 В зависимости от режима движения нефти (нефтепродукта) и зоны трения определяются коэффициенты обобщенной формулы Лейбензона m, A, b (таблица 2)

 

Таблица2. Значения коэффициентов λ,β и т для различных
режимов течения жидкости

 

Режим течения	λ	m	β, с^2 /м
ламинарный	64/Re		4,15
тур- бу- лент- ный	гидравлически гладкие трубы	0,3164/ Re^0 ^,25	0,25	0,0246
смешанное трение	0.11∙(68/ Re+k)^0^.^25	0,123	0,0802·10^(0.127∙^lg k-0^.^627)
квадратичное трение	0,ll k ^0.25		0,0826λ

1.9 Определяются линейные потери напора (потери напора на трение по длине трубопровода) в магистральном нефтепроводе (нефтепродуктопроводе) по обобщенной формуле академика Л.С. Лейбензона, м

h _л..п = f · Q _с^{2- m} ,

где

f = (b·n ^m · L)d ^{5- m},

 

где L – длина нефтепровода (нефтепродуктопровода), м

 

1.10. Определяются местные потери напора (потери напора в местных сопротивлениях) в магистральном нефтепроводе (нефтепродуктопроводе).

Обычно потери напора (м) в местных сопротивлениях в магистральных нефтепроводах (нефтепродуктопроводах) незначительны и их принимают в размере 1 ¸ 2 % от линейных потерь напора (a = 1 ¸ 2% = 0,01 ¸ 0,02)

h _м..п = a·h _л..п

h _м..п = (0,01 ¸ 0,02)· h _л..п

1.11. Определяется гидравлическое сопротивление нефтепровода

(нефтепродуктопровода) (полная потеря напора), м

 

Н _о = h _л.п + h _м.п + h _г + h _и,

 

Где h _г – геодезическая высота, м. Геодезическая высота равна разности

нивелирных отметок между конечной и начальной точками трассы

h _г = D z, м

h _и – требуемый избыточный напор в конце магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), м. Для магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) величина избыточного напора часто очень мала по сравнению с другими слагаемыми, тогда ею можно пренебречь, то есть принять h _и=0

Н _о = h _л.п + h _м.п + Dz

Гидравлическое сопротивление нефтепровода (нфтепродуктопровда) Н _о равно полному напору, необходимому для перекачки нефти (нефтепродукта) по магистральному нефтепроводу (нефтепродуктопроводу).

1.12.Подбираем по требуемой производительности Qч и полученному требуемому напору насосы типа НМ схему их соединения.(Приложение1).

 

 

Перечень рекомендуемых учебных изданий, Интернет-ресурсов, дополнительной литературы

 

Основные источники:

1. Мустафин, Ф.М. Машины и оборудование газонефтепроводов: учебник для вузов [Текст] / Под ред. Мустафина Ф.М. – 3-е изд., перераб. И доп. – Уфа: ГОФР, 2009. – 576с.

2. Коршак, А.А. Обслуживание и ремонт оборудования насосных и компрессорных станций: учебное пособие [Текст] / А.А. Коршак, В.А. Бикинеев Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2008. – 152с. ISBN 978-5-94423-160-4

3. Коршак, А.А. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: Учебник для вузов [Текст] / А.А. Коршак, А.М. Нечваль; Под ред. А.А. Коршакак. – СПб.: Недра, 2008. – 488с.

4. Коршак, А.А. Нефтебазы и АЗС: Учебное пособие [Текст] / А.А. Коршак, Г.Е. Коробков, Е.М. Муфтахов. – Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2006. – 416с. ISBN 5-944234-097-5

5. Толстов, А.Г. Техническая диагностика. Принципы принятия решений при обработке опытов: монография [Текст] / А.Г. Толстов – М.: ООО «Газпром экспо», 2010. – 232с.

6. Эксплуатация оборудования и объектов газовой промышленности: учебное пособие (Справочник мастера по эксплуатации оборудования газовых объектов). Том 1 [Текст] – М.: Инфра-Инженерия, 2008. – 605с.

7. Эксплуатация оборудования и объектов газовой промышленности: учебное пособие (Справочник мастера по эксплуатации оборудования газовых объектов). Том 2 [Текст] – М.: Инфра-Инженерия, 2008. – 605с.

 

Дополнительные источники:

1. Интернет-ресурс www.gazprom.ru; www.snfpo.ru; www.onutc.ru – 29.09.2014 г.