Материал: Нефтепроводы. методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине «Нефтепроводы» для студентов 4-го курса. Кузнецов С.Н

Иногда гидравлический уклон измеряют в м/км, то есть в метрах падения напора на 1 км протяженности нефтепровода (1 м/км соответствует i = 0,001).

На примере жидкости, пропускаемой по трубопроводу, можно установить существование двух режимов течения – ламинарного и турбулентного. При малых скоростях (и малых диаметрах нефтепровода) элементарные струйки жидкости движутся параллельно, как бы скользя друг по другу, не перемешиваясь. Такое течение называют ламинарным, или слоистым (вязким). При больших скоростях наблюдается поперечное перемешивание струек жидкости за счет образования вихрей. Этот вид течения называется турбулентным.

Влияние перечисленных физических параметров потока на характер движения определяется величиной критерия (числа) Рейнольдса:

где μ – динамическая вязкость, Па·c (μ = νρ).

При расчете магистральных трубопроводов принимается, что при Re ≥ 2320 всегда имеет место турбулентный режим, а при Re < 2320 – ламинарный.

Под шероховатостью понимают неровности (выступы) на внутренних поверхностях стенок. Различают абсолютную и относительную шероховатость.

Абсолютной шероховатостью (Δ) называется абсолютная высота выступов на внутренней поверхности нефтепровода. Трубы имеют шероховатость различных размеров и неравномерную по длине трубы. Поэтому для характеристики шероховатости пользуются эквивалентной (усредненной) абсолютной шероховатостью (e). Она зависит от материала труб, продолжительности эксплуатации, явлений коррозии и эрозии.

Для большинства стальных труб эквивалентная шероховатость 0,1…0,2 мм. Для магистральных нефтепроводов диаметром до 377 мм принято, что e = 0,125 мм, а для труб большего диаметра e = 0,1 мм.

Относительная шероховатость (ε) есть отношение эквивалентной шероховатости к внутреннему диаметру нефтепровода:

Величина коэффициента гидравлического сопротивления при ламинарном режиме (Re < 2320) независимо от степени шероховатости трубы определяется по формуле Стокса:

В области перехода течения от ламинарного к турбулентному, т. е. в диапазоне чисел: 2320 ≤ Re ≤ 10 000, можно использовать аппроксимационную формулу Гинзбурга:

где – коэффициент перемежаемости.

Для турбулентного режима движения в зоне гладкого трения (при 10 000 < Re ≤ 27 / ε^1,143) коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Блазиуса:

в зоне смешанного трения, когда 27 / ε^1,143 < Re ≤ 500 / ε, – по формуле Альтшуля:

в зоне шероховатого или квадратичного трения (при Re > 500 / ε) – по формуле Шифринсона:

Этой формулой обычно пользуются при расчете трубопроводов для перекачки светлых нефтепродуктов.

Разность напора в начальной и конечной точках нефтепровода (рис. 3) – общая (суммарная) потеря напора складывается из потери напора на трение (формула Дарси–Вейсбаха) и разности геодезических высот (отметок) Δz:

Величина – положительна, когда сумма участков подъема больше суммы участков спуска, и отрицательна, когда сумма участков подъема меньше суммы участков спуска.

Перепад давления в простом «рельефном» трубопроводе (полные потери напора) определяется по формуле

Потери напора на местные сопротивления в магистральных нефтепроводах незначительны и ими можно пренебречь.

1.5. Определение числа нефтеперекачивающих станций

Число нефтеперекачивающих станций (НПС) вдоль фиксированной трассы нефтепровода определяется следующим образом:

где

Здесь [p] – допускаемое давление для труб с толщиной стенки δ, Па.

2. Последовательность выполнения технологического расчета магистрального нефтепровода

В технологический расчет нефтепровода входит решение следующих основных задач:

• определения наиболее экономически выгодных параметров нефтепровода (диаметр нефтепровода, давление на нефтеперекачивающих станциях, толщина стенки нефтепровода и число нефтеперекачивающих станций);

• определения местонахождения станций на трассе нефтепровода;

• расчета режимов эксплуатации нефтепровода.

Наиболее экономически выгодные параметры определяют сравнением конкурирующих вариантов нефтепровода по рекомендуемым для заданной пропускной способности значениям диаметра нефтепровода. При нескольких значениях диаметра выполняют гидравлический и механический расчеты, определяющие (для каждого варианта) число нефтеперекачивающих станций и толщину стенки нефтепровода. Наилучший вариант находят по приведенным затратам, т. е. экономическим расчетом.

Расположение нефтеперекачивающих станций определяют графически на сжатом профиле трассы. В расчет режимов эксплуатации входит определение давлений на станциях, подпоров перед ними и пропускной способности нефтепровода при условиях перекачки, отличающихся от расчетных; решается вопрос о регулировании работы нефтепровода.

Основным фактором, определяющим диаметр нефтепровода и давление на станциях, является его пропускная способность, которая дается в задании на проектирование. В нормах технологического проектирования даются значения диаметра нефтепровода и давления на нефтеперекачивающих станциях в зависимости от пропускной способности.

Гидравлический расчет простых трубопроводов сводится к определению одного (или нескольких) из следующих параметров: пропускной способности G; необходимого начального давления при заданном конечном; диаметра нефтепровода D.

2.1. Определение параметров перекачки

Перед проведением расчетов по значениям координат сечений (x) и соответствующих геодезических отметок (z) на миллиметровой бумаге строят чертеж сжатого профиля трассы участка нефтепровода (см. подразд. 1.3, рис. 2) и приводят его краткое описание.

Затем определяют необходимые для расчетов физико-хи­ми­чес­кие величины перекачиваемой нефти при расчетной температуре участка нефтепровода (см. подразд. 1.2).

Согласно методике, применяемой при расчете и проектировании магистральных трубопроводов, сначала предварительно принимают ориентировочное значение средней скорости движения нефти (w). В качестве первого приближения следует взять ее значение из интервала w = 0,2…0,8 м/с.

При заданной производительности, т. е. расходе перекачки G, внутренний диаметр нефтепровода d рассчитывают по уравнению расхода:

Таким образом, величину диаметра определяют выбором значения скорости.

Затем по сортаментам, приведенным в табл. П.1 (Приложение), выбирают трубу ближайшего диаметра, т. е. определяют наружный диаметр трубы (D).

Расчетную толщину стенки нефтепровода  определяют по формуле

где n – коэффициент надежности по нагрузке (для нефтепроводов с промежуточными перекачивающими станциями без подключения емкостей n = 1,15 и при работе с подключенной eмкостью n = 1,10);

p – рабочее (нормативное) давление, МПа – максимальное значение из приведенного диапазона в табл. П.2 (см. Приложение);

R₁ – расчетное сопротивление растяжению, МПа (можно приближенно принять R₁ = 250 МПа).

Расчетную толщину стенки нефтепровода округляют в большую сторону до ближайшей в сортаменте труб (Приложение). Принятая толщина стенки нефтепровода должна быть не менее 1/140 значения наружного диаметра трубы и не менее 4 мм.

По найденным значениям D и δ рассчитывают новое значение внутреннего диаметра нефтепровода (d).

Далее по уравнению расхода (2) определяют новое значение средней скорости движения нефти (w).

Затем находят критерий Рейнольдса (Re), коэффициент гидравлического сопротивления (λ) и гидравлический уклон (i) (см. подразд. 1.4).

2.2. Вычисление напоров в заданных сечениях нефтепровода

Вычисляют напор в конце участка нефтепровода:

После чего последовательно определяют напоры в заданных сечениях нефтепровода, начиная с предпоследнего (т. е. против хода перекачки):

где x_j – координата сечения (если x_j в км, то i выражают в м/км), а x_j+1 – координата последующего сечения (в начале определения x_j+1 = x_к = L).

Каждое полученное значение напора сравнивают с величиной z_j + p_у/(ρg) для соответствующего сечения. Расчеты проводят до тех пор, пока соблюдается условие:

2.3. Определение оптимальных параметров перекачки

Напор H(x_н)_нов и давление p_н,нов в начале участка нефтепровода:

Новое значение давления в начале участка нефтепровода сравнивают с рабочим давлением для магистральных нефтепроводов.

Далее определяют увеличение напора H(x_н)_нов – H(x_н) и давления p_н,нов – p_н.

Результаты проведенных вычислений (включая линию гидравлического уклона с учетом нового значения напора в начале участка нефтепровода) отражают на чертеже сжатого профиля трассы (см. рис. 2).

Затем определяют перепад давления (полные потери напора) в трубопроводе (Δp) как разность между новым значением давления в начале участка нефтепровода (p_н,нов) и давлением в конце участка (p_к) (см. подразд. 1.4).

Далее, задавшись максимальным значением рабочего давления из приведенного диапазона (Приложение) и приравнивая его к [p] (допускаемому давлению для труб), определяют число НПС (n_н.с) (см. подразд. 1.5).

Новые параметры перекачки можно определить следующим способом: при подстановке известных величин в выражение (1), получается уравнение с двумя неизвестными: w и λ.

Уравнение (1) решают методом итераций (последовательных приближений). Задаваясь значениями λ⁽¹⁾ (в качестве первого приближения можно использовать вычисленное ранее значение λ), находят w⁽¹⁾, затем вычисляют число Re⁽¹⁾, далее определяют новое значение коэффициента гидравлического сопротивления λ⁽²⁾ (см. подразд. 1.4). В качестве второго приближения берут найденное значение λ⁽²⁾ и т. д. Итерационный процесс заканчивают когда λ^(j) ≈ λ^(j–1) (при этом должно совпадать не менее трех значащих цифр).