Задача 2. Гидравлический расчет нефтепровода

Задача 1. Расчет оптимального диаметра магистрального

Нефтепровода

Постановка задачи: Рассчитать оптимальный диаметр магистрального нефтепровода производительностью G млн. тонн/год. Исходные данные (табл. 3.1): скорость течения нефти - v ср, плотность нефти при 20 0С - r 20, температура перекачиваемой нефти – t 0С.

Определяем внутренний диаметр нефтепровода по формуле [9]:

(3.1)

где Q сек - нефтепровода, м 3/с;

v ср - средняя скорость перекачки, м/с.

Объемная секундная пропускная способность

(3.2)

G - массовая пропускная способность нефтепровода, млн.т/год; - плотность нефти при температуре t º С, кг/м 3, определяемая по формуле

(3.3)

где - плотность нефти при температуре 20 º С, кг/м 3;

- температурная поправка, вычисляемая по формуле

(3.4)

Таким образом, имея заданную пропускную способность нефтепровода и среднюю скорость перекачки, можно выбрать рациональный диаметр трубопровода, который в последующем оптимизируется с учетом не только всех технических параметров, но и экономической эффективности всей системы трубопровода. Наружный диаметр трубопровода принимаем, исходя из технических каталогов заводов, выпускающих трубы для нефтегазопроводов.

Задача 2. Гидравлический расчет нефтепровода

При движении жидкости или газа по трубам возникают силы трения, связанные с их вязкостью. Внешне затраты энергии на преодоление сил трения проявляются в снижении давления жидкости или газа. Кроме того, трубопроводы проходят по пересеченной местности, что приводит к изменению высотного положения участков и, соответственно, к необходимости затрат энергии на преодоление сил тяжести.

В соответствии с уравнением Бернулли для идеальной жидкости (когда вязкостью пренебрегаем) энергия единицы массы жидкости (напор) остается по длине трубопровода величиной постоянной

где Н_i- напор в любой точке трубопровода, м;

Р_i - давление в любой точке трубопровода, Па;

Z_i - высотное положение рассматриваемой точки трубопровода по отношению к условному уровню отсчета, м;

V_i - скорость течения нефти в рассматриваемой точке, м/с;

р - плотность нефти, кг/м³

g -ускорение свободного падения, м/с².

Для реальной жидкости общие (полные) потери напора при течении жидкости составят

где P₁ и Р₂ - давление в двух точках по длине трубопровода, Па;

Z₁ и Z₂ - высотное положение точек по отношению к условному уровню, м;

V₁ и V₂- скорость течения жидкости в сечениях 1 и 2, м/с,

где Q- объемная производительность трубопровода, м3/с;

F - площадь поперечного сечения трубопровода, м².

Так как для жидкости плотность принимается постоянной, то и производительность по длине трубопровода будет оставаться неизменной и при постоянном внутреннем диаметре труб постоянной остается скорость ее течения. В этом случае

где h - потери напора на трение в трубопроводе, м;

Δz=z₂-z₁ - разность геодезических отметок трубопровода, м.

Потери напора на трение определяются как сумма двух составляющих:

 

где h_тр - потери напора на трение по длине трубопровода,м;

h_м - потери напора на преодоление местных сопротивлений,м.

Потери напора на местные сопротивления определяются как сумма потерь в местных сопротивлениях (задвижки, обратные клапана, тройники, повороты и т.д.):

(1)

где n - количество местных сопротивлений;

ε_i- коэффициент i - го местного сопротивления;

V - скорость течения нефти, м/с.

По формуле (1) рассчитываются короткие трубопроводы, в частности, технологические трубопроводы НПС. В линейной части МН потери напора на местные сопротивления не превышают 2%, и поэтому принимается

 

h_м = (0,01-0,02)hтр.

 

Для определения потерь напора на трение по длине трубопровода используется формула Дарси-Вейсбаха

,

где λ - коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода;

l - длина трубопровода, м;

D - внутренний диаметр труб, м.

Формулу для определения λ выбирают в зависимости от значений фактического числа Рейнольдса Rе и переходных чисел Re_I и Re_II

где Rе_I - переходное значение Rе из зоны гидравлически гладких труб (зоны Блазиуса) в зону смешанного трения;

Re_II- переходное значение Rе из зоны смешанного трения в квадратичную зону; k_Е - эквивалентная шероховатость труб, k_Е = (0,1-0,2) мм.

Коэффициент гидравлического сопротивления определяется по одной из следующих формул:

- при ламинарном режиме (Rе < 2000) - по формуле Стокса

- при переходном режиме в зоне гидравлически гладких труб (2000<Rе<Rе_I) - по формуле Блазиуса

 

 

- в зоне смешанного трения (Rе_I<Rе<Re_II) - по формуле Альтшуля

 

- в квадратичной зоне (Rе > Rе_п) - по формуле Шифринсона

 

Для магистральных нефтепроводов характерными являются зоны Блазиуса и смешанного трения. В общем случае формула Альтшуля является универсальной и может применяться для всей области турбулентного режима.

Определение числа насосных станций на МН

Число насосных станций вдоль трассы нефтепровода определяется

,

где Нст — расчетный напор одной насосной станции, м

 

,

где [P] — допускаемое давление для труб с толщиной стенки d (у нас [P]=Р).

Расчетное число НС, как правило, получается дробным, и может быть округлено как в большую, так и в меньшую сторону.

При округлении числа станций до ближайшего большего целого увеличится производительность Q. Увеличенная производительность рассчитывается по формуле

,

где n*_{НПС - число НС, округленное в большую сторону,}

_{m — коэффициент, характеризующий режим течения.}

_{Для ламинарного режима m=1, для переходного m =0,25, для зоны смешанного трения m=0.}

_{При округлении числа станций в сторону уменьшения для обеспечения заданной производительности Q предусматривается лупинг длиной xл}

 

_,

где n**_{НПС - число НС, округленное в меньшую сторону, i — гидравлический уклон нефтепровода без лупинга (это потеря напора на трение на единицу длины трубопровода), iл — гидравлический уклон на участке установки лупинга}

,

где Dл — диаметр лупинга, мм; Dвн — внутренний диаметр нефтепровода, мм.

_{Гидравлический уклон нефтепровода без лупинга}

i=hтр/L,

где L — длина всего нефтепровода, м.

Таблица 3.1

 

Исходные данные для расчета (задача 1, 2) группа1

 

№ вар.	G, млн. т/год	v ср, м/с	r 20, кг/м 3	Z1, м	Z2, м	t, 0С	р, МПа	L, км	Категория участка	k 1
		2,8		-33			5,0		В	1.4
		2,1		-35			6,8		I	1.34
		2,5		-40			6,9		II	1.47
		2,8		-39			7,3		III	1.4
		2,9		-38			4,3		IV	1.34
		2,6		-37			4,5		В	1.47
		2,2		-36			5,8		I	1.4
		2,0		-34			6,5		II	1.34
		1,5		-32			4,3		III	1.47
		2,4		-31			5,3		IV	1.4
		2,8		-37			5,0		В	1.4
		2,1		-36			6,8		I	1.34
		2,5		-34			6,9		II	1.47
		2,8		-32			7,3		III	1.4
		2,9		-31			4,3		IV	1.34
		2,6		-33			4,5		В	1.47
		2,2		-35			5,8		I	1.4
		2,0		-40			6,5		II	1.34
		1,5		-39			4,3		III	1.47
		2,4		-38			5,3		IV	1.4
		2,8		-39			5,0		В	1.47
		2,1		-38			6,8		I	1.4
		2,5		-37			6,9		II	1.34
		2,8		-36			7,3		III	1.47
		2,9		-34			4,3		IV	1.4
		2,6			-20		4,5		В	1.34
		2,2		-36			5,8		I	1.4
		2,0		-34			6,5		II	1.34
		1,5		-32			4,3		III	1.47
		2,4		-31			5,3		IV	1.4
		2,0		-40			6,5		II	1.34
		1,5		-39			4,3		III	1.47
		2,4		-38			5,3		IV	1.4
		2,8		-39			5,0		В	1.47

 

 

Таблица 3.1

Исходные данные для расчета (задача 1, 2) группа 2

 

№ вар.	G, млн. т/год	v ср, м/с	r 20, кг/м 3	Z1, м	Z2, м	t, 0С	р, МПа	L, км	Категория участка	k 1
		2,8		-33			5,0		В	1.4
		2,1		-35			6,8		I	1.34
		2,5		-40			6,9		II	1.47
		2,8		-39			7,3		III	1.4
		2,9		-38			4,3		IV	1.34
		2,6		-37			4,5		В	1.47
		2,2		-36			5,8		I	1.4
		2,0		-34			6,5		II	1.34
		1,5		-32			4,3		III	1.47
		2,4		-31			5,3		IV	1.4
		2,8		-37			5,0		В	1.4
		2,1		-36			6,8		I	1.34
		2,5		-34			6,9		II	1.47
		2,8		-32			7,3		III	1.4
		2,9		-31			4,3		IV	1.34
		2,6		-33			4,5		В	1.47
		2,2		-35			5,8		I	1.4
		2,0		-40			6,5		II	1.34
		1,5		-39			4,3		III	1.47
		2,4		-38			5,3		IV	1.4
		2,8		-39			5,0		В	1.47
		2,1		-38			6,8		I	1.4
		2,5		-37			6,9		II	1.34
		2,8		-36			7,3		III	1.47
		2,9		-34			4,3		IV	1.4
		2,6			-20		4,5		В	1.34
		2,2		-36			5,8		I	1.4
		2,0		-34			6,5		II	1.34
		1,5		-32			4,3		III	1.47
		2,4		-31			5,3		IV	1.4
		2,0		-40			6,5		II	1.34
		1,5		-39			4,3		III	1.47
		2,4		-38			5,3		IV	1.4
		2,8		-39			5,0		В	1.47