Перерасчет параметров нефтепродукта на расчетную температуру трубопровода

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

для выполнения курсовой работы на тему:

« Расчет магистрального нефтепровода »

По дисциплине «ПЭМГ»

Содержание

Введение	5
1. Оценка природных условий при выборе района строительства нефтепровода	6
Климат	6
1.2. Рельеф	6
1.3. Геология и гидрология	6
2. Расчетная часть	7
2.1 Механический расчет	7
2.2 Гидравлический расчет	11
2.2.1 Перерасчет параметров нефтепродукта на расчетную температуру трубопровода	11
2.2.2 Определение режима движения потока	12
2.2.3 Определение потерь напора в трубопроводе	13
2.2.4 Определение гидравлического уклона	14
2.2.5 Определение числа насосных станций	14
3 Подбор насосно-силового оборудования	18
4 Графоаналитический метод расчета трубопровода, расстановка насосных станций, лупингов, вставок	19
5 Пример расчета	22
Заключение	27
Литература	28

 

Введение

Трубопроводный транспорт это вид транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа, который имеет лучшие технико-экономические показатели по сравнению с другими видами транспорта нефтяных грузов, а для транспорта природного газа, находящегося в газообразном состоянии, является единственно возможным.

Дисциплина «Газонефтепроводы» является одной из профилирующих дисциплин в профессиональной подготовке бакалавров по строительству газонефтепроводов.

Курсовая работа по дисциплине «Газонефтепроводы» по специальности 050729 – «Строительство», специализации «Строительство газонефтепроводов и газонефтехранилищ» предназначен для закрепления теоретических и практических навыков студента в процессе обучения данного курса, и имеет цель дать студентам знания в области планирования и строительства магистральных трубопроводов, обучить расчетам, обосновывающим планировочные решения, познакомить с методами проектирования газонефтепроводов.

Курсовая работа должен быть выполнен согласно выданного задания кафедрой и оформлен согласно требований ГОСТ

1. Оценка природных условий при выборе района

Строительства нефтепровода

Работа нефтепровода зависит от воздействия на него многочисленных природных факторов, из которых наиболее сильное влияние оказывают климат и гидрологические условия, а так же рельеф и геологическое строение местности.

1. 
   Климат

При проектировании и строительстве трубопроводов для транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа определяющую роль играют климатические условия, согласно параметров которых определяется глубина заложения трубопровода, температуры укладки и работы трубопровода.

К климатическим условиям относятся скорость колебания температуры, количество выпавших осадков, максимальное и минимальное изменение температуры, направление и скорость ветров, мощность снегового покрова, глубина промерзания.

1.2. Рельеф

Рельеф местности обуславливает выбор максимального и минимального уклонов трассы магистрального трубопровода, необходимость развития проектной линии по склонам, обходам через естественные преграды.

1.3. Геология и гидрология

Общая характеристика геологических условий позволяет получить полное представление геологического строения грунтов в районе строительства магистрального трубопровода.

Гидрологические условия местности оцениваются с точки зрения условий увлажнения и обеспечения отвода воды от проектируемого магистрального трубопровода.

 

2. Расчетная часть

2.1 Механический расчет

Для сооружения магистральных трубопроводов применяют стальные бесшовные горячекатаные трубы из углеродистых и легированных сталей, а также электросварные прямошовные или спиральношовные сварные трубы из низколегированных сталей с более высокими механическими свойствами по сравнению с углеродистыми сталями, что позволяет уменьшить толщину стенок.

Выбор типов труб, их конструкция и материал для магистральных трубопроводов должны удовлетворять требованиям стандартов строительных норм и отраслевым техническим условиям. Так, для сталей труб, применяемых для магистральных трубопроводов, отношение предела текучести σ _т к временному сопротивлении σ _в для углеродистых сталей не более 0, 75 и для низколегированных не более 0, 8.

Не допускается применять спиральношовные трубы для участков трубопроводов категории В, а также для участков, примыкающих к площадкам газоперерабатывающих заводов, компрессорных, нефтеперекачивающих, тепловых, наливных и газораспределительных станций, узлам подключения, приема и пуска очистных устройств, для гнутых вставок.

Цель проверочного расчета - определение толщины стенки трубопровода при заданной нагрузке и допустимых усилий, которые может выдержать данный трубопровод.

Магистральные трубопроводы рассчитывают по методу предельных состояний. Предельным состоянием называется такое, при достижении которого нормальная эксплуатация данного трубопровода становится невозможно

Несущая способность трубы определяется расчетным сопротивлением металла трубы и сварных соединений.

Прочность трубы будет сохраняться при условии

nрD_ВН≤ 2δ R₁ 1

где n- коэффициент надежности по нагрузке (для подземных магистральных трубопроводов n= 1, 1 – 1, 15 ); n =1, 15 для нефтепроводов работающих по системе из «насоса в насос»; n =1, 1 - в остальных случаях;

- рабочее давление (избыточное); МПа;

D_ВН – внутренний диаметр трубопровода

δ – толщина стенки трубопровода

R₁- расчетное сопротивление металла труб растяжению (сжатию), определяемое по формуле

₂

где R₁^н =σ _в - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, равное минимальному значению временного сопротивления;

m - коэффициент условий работы трубопровода (для линейных участков m= 0, 9; для переходов через водные преграды, болота, железные и автомобильные дороги m = 0, 9; для трубопроводов на промплощадках, для переходов нефтепродуктопроводов с Dу ≥ 1000 мм через водные преграды, для переходов через болота третьего типа, а также для топливных трубопроводов m= 0, 6);

- коэффициент надежности по материалу, подбирается согласно табл.3

- коэффициент надежности по назначению трубопровода

Выражая внутренний диаметр трубы через наружный и толщину стенки, из формулы (1), получаем формулу для определения расчетной толщины стенки трубопровода:

3

где - рабочее давление (избыточное), МПа;

- наружный диаметр трубы,

Так же необходимо проверить возможность развития пластических деформаций из условий:

σ _кц=npD_в / 2 δ ≤ 0, 9 R₂ ^н 4

где R₂ ^н - нормативные сопротивления сварных соединений, следует принимать равными минимальным значениям предела текучести, принимаемым по государственным стандартам и техническим условиям на трубы.

Таблица 2.1- Зависимость коэффициента условий работы трубопровода от категории трубопровода

Категория трубопровода и его участка	Коэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформатив-ность m	Количество монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами, % от общего количества	Величина давления при испытании и продолжительность испытания трубопровода
В	0, 60	Принимается по СНиП III-42-80*
I	0, 75
II	0, 75
III	0, 90
IV	0.90
Примечание. При испытании трубопровода для линейной его части допускается повышение давления до величины, вызывающей напряжение в металле трубы до предела текучести с учетом минусового допуска на толщину стенки.

 

Таблица 2 - Зависимость коэффициента надежности по назначению трубопровода от диаметра трубопровода

Условный диаметр трубопровода, мм	Значение коэффициента надежности по назначению трубопровода
Для газопроводов в зависимости от внутреннего давления Р	Для нефте-проводов
500 и менее 600 – 1000 1200 1400	1, 00 1, 00 1, 05 1, 05	1, 00 1, 00 1, 05 1, 10	1, 00 1, 05 1, 10 1, 15	1, 00 1, 00 1, 05 -

 

Изготовление и техническая характеристика принятых проектом труб отвечает требованиям СниП 2.05.06.-85* п.13 «Материалы и изделия» и ГОСТ 20295-85 «Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов». Для стали марки К60: = 517 МПа, = 413МПа;

Таблица 3 - Определение значений коэффицента надежности по материалу

 

Характеристика труб	Значение коэффициента надежности по материалу k1
1	2
1. Сварные из малоперлитной и бейнитной стали контролируемой прокатки и термически упрочненные трубы, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву, с минусовым допуском по толщине стенки не более 5% и прошедшие 100%-ный контроль на сплошность основного металла и сварных соединений неразрушающими методами	1, 34
2. Сварные из нормализованной, термически упрочненной стали и стали контролируемой прокатки, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву и прошедшие 100%-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами. Бесшовные из катаной или кованой заготовки, прошедшие 100 %-ный контроль неразрушающими методами	1, 40
3. Сварные из нормализованной и горячекатаной низколегированной стали, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой и прошедшие 100%-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами	1, 47
4. Сварные из горячекатаной низколегированной или углеродистой стали, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой или токами высокой частоты. Остальные бесшовные трубы	1, 55
Примечание. Допускается применять коэффициенты 1, 34 вместо 1, 40; 1, 4 вместо 1, 47 и 1, 47 вместо 1, 55 для труб, изготовленных двуслойной сваркой под флюсам или электросваркой токами высокой частоты со стенками толщиной не болев 12 мм при использовании специальной технологии производства, позволяющей получить качество труб, соответствующее данному коэффициенту k1.

 

2.2 Гидравлический расчет

Обработка исходных данных.

Исходные данные для проектирования

Исходные данные и цель гидравлического расчета.

1. Пропускная способность нефтепровода Gг (в млн.т/год) -основная исходная величина для расчета, которую указывают в плановом задании.

Расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода определяют с учетом затрат времени на техническое обслуживание, капитальный ремонт и ликвидацию повреждений и принимают по табл. 5.1 /6/.

В основном пропускную способность определяют диаметр трубопровода и давление на станциях табл. 5.2 /6/.

2. Среднемесячные температуры грунта на глубине заложения трубопровода можно получить у местных метеостанций или из климатологических справочников. Данные о температуре грунта служат для определения расчетных значений плотности и вязкости нефти.

3.Плотность и вязкость нефти определяют лабораторными анализами или пользуются справочниками. Формулы для пересчета величин на расчетную даны в гл.3.

Технологический расчет нефтепровода ведут для самых невыгодных условий, каковыми являются зимние условия с наиболее низкими температурами. Свойства нефти определяют для температуры на глубине заложения оси нефтепровода. Расстояние от поверхности грунта до верхней образующей трубопровода принимают равным глубине промерзания грунта; прибавив радиус трубопровода, найденный по табл.1, получают глубину заложения оси трубопровода. Минимальную температуру на глубине заложения трубопровода определяют по данным метеостанций.

Рисунок 4.- Схема расстановки

целого числа насосных станций

 

1. 
   
   
   
   
   Рис. 5 Схема расстановки насосных станций и размещения лупингов
   
   Рис. 6 Совмещенный график Q-Н для трубопровода и на­сосных станций
   
   Число станций n_H.C чаще оказывается неполным, и его уменьшают до целого, компенсируя недостающий напор прокладкой лупинга или вставкой большого диаметра. На рис.5 изображен профиль, на котором должно быть больше трех, но меньше четырех станций. Чтобы линия гидравлического уклона i, проведенная из точки 3, достигла перевальной точки, строим параллелограмм гидравлических уклонов 33" ПЗ'. Линия ЗЗ'П характеризует падение напора для случая, когда лупинг установлен на перегоне за ПНС2. Если лупинг разме­стить на начальном участке, то линия напора будет иметь вид ЗЗ'П.

 

1. 
   Лупинг или вставку можно применить в любом месте
   расчетной длины трассы, разбив его на части и размещая в
   различных местах трассы. Это обеспечивает свободу выбора
   местоположения насосной станции. Решение осуществляется
   графическим методом.

5. Для определения действительного режима работы трубо­провода (фактического расхода) строится совмещенный график Q—Н для трубопровода и насосной станции (рис. 6). Точка пересечения, а характеристик насосной станции и трубопровода называется рабочей точкой. Она должна находиться в области максимального КПД насосов. Это достигается варьированием диаметров трубопроводов и устройством лупингов.

Механический расчет

Для заданной пропускной способности определяем согласно справочных данных или по табл. 4 рекомендуемый диаметр трубопровода.

Находим расчетное сопротивление металла:

=σ _В =560МПа

МПа

Определяем толщину стенки трубопровода:

Принимаем ближайшую по сортаменту толщину стенки 7, 5 мм

Внутренний диаметр нефтепровода можно найти из выражения:

где - наружный диаметр нефтепровода; мм - толщина стенки нефтепровода; мм

σ _кц=1, 1·5, 5·(820 - 2·7, 5)/ 2·7, 5= 324, 68 МПа

324, 68 < 312, 2 - не удовлетворяет данному условию,

324, 68< 0, 9∙ 355 –не удовлетворяет данному условию,

если примем вычисленную толщину, при этом условии произойдут пластические деформации. Поэтому примем другую толщину и пересчитаем заново.

δ =8, 5 мм

σ _кц=1, 1·5, 5·(820 - 2·8, 5)/ 2·8, 5= 285, 77МПа

285, 77 < 312, 2 - удовлетворяет данному условию,

285, 77< 0, 9∙ 355 –удовлетворяет данному условию, значит необходимо принять толщину трубопровода δ =8, 5 мм.

Заключение

Курсовая работа выполняется в виде пояснительной записки объемом 20-30 листов рукописного текста и сопровождается по тексту необходимым графическим и табличными материалами. Записка пишется на одной стороне листа, приведенные в ней таблицы, графики и схемы должны иметь наименования и номера.

 

Пример

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

для выполнения курсовой работы на тему:

« Расчет магистрального нефтепровода »

По дисциплине «ПЭМГ»

Содержание

Введение	5
1. Оценка природных условий при выборе района строительства нефтепровода	6
Климат	6
1.2. Рельеф	6
1.3. Геология и гидрология	6
2. Расчетная часть	7
2.1 Механический расчет	7
2.2 Гидравлический расчет	11
2.2.1 Перерасчет параметров нефтепродукта на расчетную температуру трубопровода	11
2.2.2 Определение режима движения потока	12
2.2.3 Определение потерь напора в трубопроводе	13
2.2.4 Определение гидравлического уклона	14
2.2.5 Определение числа насосных станций	14
3 Подбор насосно-силового оборудования	18
4 Графоаналитический метод расчета трубопровода, расстановка насосных станций, лупингов, вставок	19
5 Пример расчета	22
Заключение	27
Литература	28

 

Введение

Трубопроводный транспорт это вид транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа, который имеет лучшие технико-экономические показатели по сравнению с другими видами транспорта нефтяных грузов, а для транспорта природного газа, находящегося в газообразном состоянии, является единственно возможным.

Дисциплина «Газонефтепроводы» является одной из профилирующих дисциплин в профессиональной подготовке бакалавров по строительству газонефтепроводов.

Курсовая работа по дисциплине «Газонефтепроводы» по специальности 050729 – «Строительство», специализации «Строительство газонефтепроводов и газонефтехранилищ» предназначен для закрепления теоретических и практических навыков студента в процессе обучения данного курса, и имеет цель дать студентам знания в области планирования и строительства магистральных трубопроводов, обучить расчетам, обосновывающим планировочные решения, познакомить с методами проектирования газонефтепроводов.

Курсовая работа должен быть выполнен согласно выданного задания кафедрой и оформлен согласно требований ГОСТ

1. Оценка природных условий при выборе района

Строительства нефтепровода

Работа нефтепровода зависит от воздействия на него многочисленных природных факторов, из которых наиболее сильное влияние оказывают климат и гидрологические условия, а так же рельеф и геологическое строение местности.

1. 
   Климат

При проектировании и строительстве трубопроводов для транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа определяющую роль играют климатические условия, согласно параметров которых определяется глубина заложения трубопровода, температуры укладки и работы трубопровода.

К климатическим условиям относятся скорость колебания температуры, количество выпавших осадков, максимальное и минимальное изменение температуры, направление и скорость ветров, мощность снегового покрова, глубина промерзания.

1.2. Рельеф

Рельеф местности обуславливает выбор максимального и минимального уклонов трассы магистрального трубопровода, необходимость развития проектной линии по склонам, обходам через естественные преграды.

1.3. Геология и гидрология

Общая характеристика геологических условий позволяет получить полное представление геологического строения грунтов в районе строительства магистрального трубопровода.

Гидрологические условия местности оцениваются с точки зрения условий увлажнения и обеспечения отвода воды от проектируемого магистрального трубопровода.

 

2. Расчетная часть

2.1 Механический расчет

Для сооружения магистральных трубопроводов применяют стальные бесшовные горячекатаные трубы из углеродистых и легированных сталей, а также электросварные прямошовные или спиральношовные сварные трубы из низколегированных сталей с более высокими механическими свойствами по сравнению с углеродистыми сталями, что позволяет уменьшить толщину стенок.

Выбор типов труб, их конструкция и материал для магистральных трубопроводов должны удовлетворять требованиям стандартов строительных норм и отраслевым техническим условиям. Так, для сталей труб, применяемых для магистральных трубопроводов, отношение предела текучести σ _т к временному сопротивлении σ _в для углеродистых сталей не более 0, 75 и для низколегированных не более 0, 8.

Не допускается применять спиральношовные трубы для участков трубопроводов категории В, а также для участков, примыкающих к площадкам газоперерабатывающих заводов, компрессорных, нефтеперекачивающих, тепловых, наливных и газораспределительных станций, узлам подключения, приема и пуска очистных устройств, для гнутых вставок.

Цель проверочного расчета - определение толщины стенки трубопровода при заданной нагрузке и допустимых усилий, которые может выдержать данный трубопровод.

Магистральные трубопроводы рассчитывают по методу предельных состояний. Предельным состоянием называется такое, при достижении которого нормальная эксплуатация данного трубопровода становится невозможно

Несущая способность трубы определяется расчетным сопротивлением металла трубы и сварных соединений.

Прочность трубы будет сохраняться при условии

nрD_ВН≤ 2δ R₁ 1

где n- коэффициент надежности по нагрузке (для подземных магистральных трубопроводов n= 1, 1 – 1, 15 ); n =1, 15 для нефтепроводов работающих по системе из «насоса в насос»; n =1, 1 - в остальных случаях;

- рабочее давление (избыточное); МПа;

D_ВН – внутренний диаметр трубопровода

δ – толщина стенки трубопровода

R₁- расчетное сопротивление металла труб растяжению (сжатию), определяемое по формуле

₂

где R₁^н =σ _в - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, равное минимальному значению временного сопротивления;

m - коэффициент условий работы трубопровода (для линейных участков m= 0, 9; для переходов через водные преграды, болота, железные и автомобильные дороги m = 0, 9; для трубопроводов на промплощадках, для переходов нефтепродуктопроводов с Dу ≥ 1000 мм через водные преграды, для переходов через болота третьего типа, а также для топливных трубопроводов m= 0, 6);

- коэффициент надежности по материалу, подбирается согласно табл.3

- коэффициент надежности по назначению трубопровода

Выражая внутренний диаметр трубы через наружный и толщину стенки, из формулы (1), получаем формулу для определения расчетной толщины стенки трубопровода:

3

где - рабочее давление (избыточное), МПа;

- наружный диаметр трубы,

Так же необходимо проверить возможность развития пластических деформаций из условий:

σ _кц=npD_в / 2 δ ≤ 0, 9 R₂ ^н 4

где R₂ ^н - нормативные сопротивления сварных соединений, следует принимать равными минимальным значениям предела текучести, принимаемым по государственным стандартам и техническим условиям на трубы.

Таблица 2.1- Зависимость коэффициента условий работы трубопровода от категории трубопровода

Категория трубопровода и его участка	Коэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформатив-ность m	Количество монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами, % от общего количества	Величина давления при испытании и продолжительность испытания трубопровода
В	0, 60	Принимается по СНиП III-42-80*
I	0, 75
II	0, 75
III	0, 90
IV	0.90
Примечание. При испытании трубопровода для линейной его части допускается повышение давления до величины, вызывающей напряжение в металле трубы до предела текучести с учетом минусового допуска на толщину стенки.

 

Таблица 2 - Зависимость коэффициента надежности по назначению трубопровода от диаметра трубопровода

Условный диаметр трубопровода, мм	Значение коэффициента надежности по назначению трубопровода
Для газопроводов в зависимости от внутреннего давления Р	Для нефте-проводов
500 и менее 600 – 1000 1200 1400	1, 00 1, 00 1, 05 1, 05	1, 00 1, 00 1, 05 1, 10	1, 00 1, 05 1, 10 1, 15	1, 00 1, 00 1, 05 -

 

Изготовление и техническая характеристика принятых проектом труб отвечает требованиям СниП 2.05.06.-85* п.13 «Материалы и изделия» и ГОСТ 20295-85 «Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов». Для стали марки К60: = 517 МПа, = 413МПа;

Таблица 3 - Определение значений коэффицента надежности по материалу

 

Характеристика труб	Значение коэффициента надежности по материалу k1
1	2
1. Сварные из малоперлитной и бейнитной стали контролируемой прокатки и термически упрочненные трубы, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву, с минусовым допуском по толщине стенки не более 5% и прошедшие 100%-ный контроль на сплошность основного металла и сварных соединений неразрушающими методами	1, 34
2. Сварные из нормализованной, термически упрочненной стали и стали контролируемой прокатки, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву и прошедшие 100%-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами. Бесшовные из катаной или кованой заготовки, прошедшие 100 %-ный контроль неразрушающими методами	1, 40
3. Сварные из нормализованной и горячекатаной низколегированной стали, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой и прошедшие 100%-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами	1, 47
4. Сварные из горячекатаной низколегированной или углеродистой стали, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой или токами высокой частоты. Остальные бесшовные трубы	1, 55
Примечание. Допускается применять коэффициенты 1, 34 вместо 1, 40; 1, 4 вместо 1, 47 и 1, 47 вместо 1, 55 для труб, изготовленных двуслойной сваркой под флюсам или электросваркой токами высокой частоты со стенками толщиной не болев 12 мм при использовании специальной технологии производства, позволяющей получить качество труб, соответствующее данному коэффициенту k1.

 

2.2 Гидравлический расчет

Обработка исходных данных.

Исходные данные для проектирования

Исходные данные и цель гидравлического расчета.

1. Пропускная способность нефтепровода Gг (в млн.т/год) -основная исходная величина для расчета, которую указывают в плановом задании.

Расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода определяют с учетом затрат времени на техническое обслуживание, капитальный ремонт и ликвидацию повреждений и принимают по табл. 5.1 /6/.

В основном пропускную способность определяют диаметр трубопровода и давление на станциях табл. 5.2 /6/.

2. Среднемесячные температуры грунта на глубине заложения трубопровода можно получить у местных метеостанций или из климатологических справочников. Данные о температуре грунта служат для определения расчетных значений плотности и вязкости нефти.

3.Плотность и вязкость нефти определяют лабораторными анализами или пользуются справочниками. Формулы для пересчета величин на расчетную даны в гл.3.

Технологический расчет нефтепровода ведут для самых невыгодных условий, каковыми являются зимние условия с наиболее низкими температурами. Свойства нефти определяют для температуры на глубине заложения оси нефтепровода. Расстояние от поверхности грунта до верхней образующей трубопровода принимают равным глубине промерзания грунта; прибавив радиус трубопровода, найденный по табл.1, получают глубину заложения оси трубопровода. Минимальную температуру на глубине заложения трубопровода определяют по данным метеостанций.

Перерасчет параметров нефтепродукта на расчетную температуру трубопровода

Определяем глубину заложения - трубопровода до оси трубы:

₅

Определяем температурную поправку, которую ориентировочно можно рассчитать по формуле

Плотность на расчетную температуру пересчитывают по формуле:

6

Пересчет вязкости производят по формуле:

7

- коэффициент крутизны вискограммы, значение которого определяют по известным значениям вязкостей при двух температурах.

₈

Объемный секундный расход нефти рассчитывается по формуле:

9

где G – годовая пропускная способность,

- расчетная плотность нефти

2.2.2 Определение режима движения потока

Режим движения потока в трубопроводе характеризуется параметром Рейнольдса

R_e= wD/ν = 4Q/(π Dν ) 10

Если течение в трубе ламинарное (струйное, пуазейлевское), т.е.Rе < 2320, то по Стоксу

λ =64/Rе 10.1

При турбулентном течении (при значениях критерия Рейнольдса больше 2320) для определения λ. имеется множество экспериментальных формул. Область турбулентного течения подразделяется на три зоны: гидравлически гладких труб, когда потеря на трение, а следовательно, и коэффициент гидравлического сопротивления не зависят от внутренней шероховатости трубы; переходную зону (смешанного трения), когда λ. зависит от режима течения и шероховатости; гидравлически шероховатых труб (квадратичного трения), когда λ зависит только от шероховатости трубы и не зависит от режима течения. Эти зоны разделяются между собой так называемыми переходными числами Рейнольдса, которые найдены на основании экспериментальных данных. Эти зоны характеризуются следующими числами Рейнольдса:

гидравлически гладки трубы 2320 < Rе < Rе _1пер,

переходная зона Rе _1пер < Rе < Rе _2пер;

квадратичное трение Rе_2Пер < Rе.

Переходные значения числа Рейнольдса определяют по формулам:

Rе_1Пер =59, 5/ε ^8/7 11

Rе_2Пер =(665 – 765 lg ε /ε ) 12

где ε – относительная шероховатость трубы,

ε = 2е/D 13

где е – абсолютная шероховатость трубы

В зависимости от вязкости и скорости движения жидкости одна и та же труба может быть гидравлически гладкой или шероховатой, поэтому, прежде чем вычислять значение λ., необходимо знать для заданной жидкости и условий перекачки зону течения.

Для зоны гидравлически гладких труб коэффициент гидравлического сопротивления определяют по формуле Блазиуса

λ =0, 3164/ ⁴√ Rе 13

Для вычисления λ в зоне смешанного трения получили формулы, предложенные А.Д.Альтшулем

14

где k_э – эквивалентная шероховатость.

В зоне квадратичного трения коэффициент гидравлического сопротивления определяют по формуле Никурадзе

15

2.2.3 Определение потерь напора в трубопроводе

Общие потери напора определяем по формуле:

Н=h_τ +h_м.с +∆ Z 16

Где h_τ - потери напора от трения

h_м.с – потери напора на местные сопротивления

∆ Z - разность геодезических отметок конца (или перевальной точки) и начала трубопровода;

Потери напора от трения можно определить с помощью обобщенной формулы акад. Л.С.Лейбензона

17

где β – где и m – коэффициенты, зависящие от режима потока и определяемые по таблице 2.9

2.2. 4 Определение гидравлического уклона

Гидравлический уклон i представляет собой потерю напора на трение, отнесенную к единице длины трубопровода:

i=λ w² / D2g 18

или по Лейбензону

19

2.2.5 Определение числа насосных станций

Число насосных станций определяют приближенно по формуле:

20

где - напор на выходе насосной станции, принимаемый по справочным данным, ориентировочно определяется по формуле

Н_СТ= 21

- дополнительный напор, слагаемый из потерь в коммуникациях и величины передаваемого давления, требуемого для обеспечения работы основных насосов без кавитации.

Число станций округляют, как правило, до ближайшего большего целого числа.

Таблица 4 - Ориентировочные значения диаметров трубопровода и давлений на станциях в зависимости от пропускной способности трубопроводов

Нефтепродуктопроводы.	Нефтепроводы.
Диаметр, мм	Давление, Мпа	Пропускная способность, млн.т/год	Диаметр, Мм	Давление, Мпа	Пропускная способность, млн.т/год
219 273 325 377 426 529	9, 0-10, 0 7, 5-8, 5 6, 6-7, 4 5, 4-6, 4 5, 4-6, 4 5, 4-6, 4	0, 7-0, 9 1, 3-1, 6 1, 8-2, 3 2, 5-3, 2 3, 5-4, 8 6, 5-8, 5	529 630 720 820 920 1020 1220	5, 3-6, 4 5, 1-6, 1 4, 9-5, 9 4, 7-5, 7 4, 5-5, 5 4, 5-5, 5 4, 3-5, 3	6-8 10-12 14-18 22-26 32-36 42-50 70-78

 

Таблица 5 - Прочностные характеристики труб

12Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. Автоматическая идентификация параметров товарно-транспортных потоков цепей поставок
2. Анализ гематологических параметров крови, их изменения в ходе инвазионного процесса
3. Анализ гематологических параметров крови, их изменения при описторхозе
4. Анализ технологических параметров проведения ГРП
5. В. Настройка параметров брандмауэра.
6. Влияние некоторых технологических параметров на свойства спеченных тел.
7. ВЫБОР ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ДВИГАТЕЛЯ И ТРАНСМИССИИ АВТОМОБИЛЯ
8. Выбор параметров режима сварки взрывом.
9. Геометрических параметров на чертежах
10. Геометрических параметров пожара
11. ГЛАВА 6. Расчет взлетных параметров
12. Измерение геометрических параметров спирального сверла на микроскопе БМИ-1