2020-01-15
174
Методические указания к решению задачи 1
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) г/см3. Выбирается по паспорту на нефть или из справочника.
1.2 Определяется расчетный диаметр нефтепровода (нефтепродуктопровода)
d расч = 
где 4 – коэффициент;
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 ([5], стр. 43).
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
| Марка стали | Временное сопротивление разрыву σв, МПА | Предел текучести σт, МПА | Номинальная толщина стенки,мм
| Нормативные характеристики основного металла | Конструкция трубы, изоляция | Коэффи циент надежноc ти по материалу, к1 | ||
| ХТЗ ТУ-У-322-8-22-96 | 7.4 | 1420 | 16.2 | 13Г1СБ-У | 570 | 470 | Прямошовные трубы с заводской изоляцией | 1.34 |
| ХТЗ, ТУ 14-3-1938- 2000 | 7.4 | 1420 | 15.7 - | 10Г2ФБ | 588 | 460 | Прямошовные трубы с заводской изоляцией | 1.34 |
| хтз, ТУ 14-Зр-04-94 | 5,4-7,4 | 1220 | 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 15,0 | 12ГСБ | 510 | 350 | Прямошовные трубы | 1,4 |
| 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 15,0 | 12Г2СБ | 550 | 380 | Прямошовные трубы | 1,4 | |||
| ВМЗ, ТУ 14-3-1573-99
| 5,4-9,8 | 1020 | 10,0-16,0 | 17Г1С-У | 510 | 360 | Прямошовные трубы
| 1,4 |
| 10,0-25,0 | 13Г1С-У | 540 | 390 | 1,34 1,34 | ||||
| ВМЗ, ТУ 14-ЗР-01-93 | 7,4 | 1020 | 10,3 10,8 12,3 12,9 15,2 | К60 | 589 | 461 | Прямошовные трубы | 1,34 |
| ХТЗ, ТУ-У-14-8-16-99 | 7,4 | 1020 | 10,3 10,5 11,3 12,3 13,1 15,2 | 10Г2ФБ | 590 | 461 | Прямошовные трубы | 1,34 |
| 920 | 9,5 10,2 11,1 11,8 13,8 | 10Г2ФБ | 590 | 461 | -«- | 1,34 | ||
| ЧТЗ, ТУ 14-Зр-04-94 | 5,4-7,4 | 820 | 9,0 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 | 12ГСБ | 510 | 350 | -«- | 1,4 |
| 9,0 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 | 12Г2СБ | 550 | 380 | -«- | 1,4 | |||
| вмз, ТУ 14-3-1573- 99 | 5,4-9,8 | 820 | 9,0-25,0 | 13ГС | 510 | 360 | Прямошовные трубы | 1,34 |
| 9,0-25,0 | 10Г2СФ | 590 | 460 | |||||
| ВМЗ, ТУ 14-3-1573- 99 | 5,4-9,8 | 720 | 8,0-25,0 | 13ГС | 510 | 360 | -«- | 1,34 |
| 8,0-30,0 | 10Г2ФБ | 590 | 460 | |||||
| ЧТЗ, ТУ 14-Зр-04-94 | 5,4-7,5 | 720 | 8,0 9,0 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 | 12ГСБ | 510 | 350 | -«- | 1,4 |
| 8,0 9,0 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 | 12Г2СБ | 550 | 380 | -«- | 1,4 | |||
| втз, ТУ 14-3-1976- 99 | 5,4-7,4 | 720 | 12,0 12,2 12,5 12,9 13,0 | К60 | 588 | 441 | Спиральношовные трубы из низколегированной стали. | 1,4 |
| ВМЗ, ТУ 14-3-1573- 99 | 5,4-9,8 | 630 | 8,0-24,0 | 13ГС | 510 | 360 | Прямошовные трубы | 1,34 |
| 8,0-24,0 | 10Г2СБ | 590 | 460 | |||||
| втз, ТУ 14-3-1976- 99 | 5,4-7,4 | 630 | 11,4 | К56 | 550 | 441 | Спиральношовные трубы из низколегированной стали. | 1,4 |
| 11,5 12,0 | К60 | 588 | 441 | |||||
| ВМЗ, ТУ 14-3-1573- 99 | 5,4-9,8 | 530 | 7,0-24,0 7,0-24,0 | 13ГС | 510 | 360 | 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 ([58], стр. 55, табл. 5.5.; [59], стр. 45, табл. 4.4.). 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) ([5], стр. 47; [6], стр. 95, табл. 32; [58], стр. 56, табл. 5.6.; [59], стр. 45, табл. 4.5.)
Таблица 2. Значения коэффициентов λ, β и т для различных
режимов течения жидкости
| Режим течения | λ | m | β, с2 /м | |
| ламинарный | 64/Re | 1 | 4,15 | |
| тур- бу- лент- ный
| гидравлически гладкие трубы | 0,3164/ Re0 ,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 | 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 с2- 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) ([58],стр.59; [59],стр.47)
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).
