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
Qс = Gг/(350·24·3600·r) =Gсут/(24·3600·r) =Gч /(3600·r),
где Gг – массовая годовая пропускная способность нефтепровода (нефтепродуктопровода), тн/год;
Gсут – массовая суточная пропускная способность нефтепровода (нефтепродуктопровода), тн/сут;
Gч – 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)
dрасч=
где p- число Архимеда, p = 3,14;
vт- теоретически принятая скорость движения нефти (нефтепродукта) по нефтепроводу (нефтепродуктопроводу), м/с. Рекомендуется vт = 1,5 ¸ 2,5 м/с
1.3 Выбираются по ГОСТ или ТУ (техническим условиям) наружный диаметр нефтепровода (нефтепродуктопровода) Dн(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 |
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 труб 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 низколегированнойстали. |
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 |
|
|
||||||
Dн= , м
d = , м
1.4 Определяется внутренний диаметр нефтепровода (нефтепродуктопровода), м
d = Dн- 2·d
1.5 Определяется фактическая скорость движения нефти (нефтепродукта), м/с
v = (4·Qс)/(p·d2),
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.
Re1пер = 40·d /e
где e – абсолютная шероховатость труб, м. Можно принимать абсолютную шероховатость труб «e» равной эквивалентной абсолютной шероховатости труб kэ. 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 kэ=0.02-0.07; для труб находившихсяч в непродолжительной эксплуатации e=0.2-0.3 и kэ=0.2-0.5.
Если 2300 <Re<Re1пер, то зона гидравлически гладких труб (зона гладкого трения, зона Блазиуса)
1.7.2 Если Re>Re1пер, то определяется второе переходное число Рейнольдса
Re2пер = 500·d /e
Если Re1пер<Re< Re2пер, то зона гидравлически шероховатых труб (смешанного трения).
1.7.3 Если Re>Re2пер, 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,βи 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,llk0.25 |
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
hл..п = f ·Qс2-m ,
где
f = (b·nm· L)/d5-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)
hм..п = a·hл..п
hм..п = (0,01 ¸ 0,02)·hл..п
1.11. Определяется гидравлическое сопротивление нефтепровода
(нефтепродуктопровода) (полная потеря напора), м
Но = hл.п + hм.п +hг + hи ,
Где hг – геодезическая высота, м. Геодезическая высота равна разности
нивелирных отметок между конечной и начальной точками трассы
hг = Dz, м
hи – 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 hи=0
Но = hл.п +hм.п + Dz
Гидравлическое сопротивление нефтепровода (нфтепродуктопровда) Но 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:
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.
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
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.
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
Толстов, А.Г. Техническая диагностика. Принципы принятия решений при обработке опытов: монография [Текст] / А.Г. Толстов – М.: ООО «Газпром экспо», 2010. – 232с.
Эксплуатация оборудования и объектов газовой промышленности: учебное пособие (Справочник мастера по эксплуатации оборудования газовых объектов). Том 1 [Текст] – М.: Инфра-Инженерия, 2008. – 605с.
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:
Интернет-ресурс www.gazprom.ru; www.snfpo.ru; www.onutc.ru – 29.09.2014 г.
-