1 Характеристика магистрального нефтепровода пропускной способностью 5 млн тонн в год 5

• Название: 1 Характеристика магистрального нефтепровода пропускной способностью 5 млн тонн в год 5
• Дата: 20.12.2021
• Размер: 0.94 Mb.
• Имя файла: diplom_5_gotov.doc
• Тип: Реферат; #311479
• страница: 4 из 19

2.5 Проверка толщины стенки трубы нефтепровода

Абсолютные значения максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов определяются по формулам:
, (14)

, (15)
где – коэффициент линейного расширения металла трубы, =12·10-6 град-1;

– модуль упругости металла (сталь), =2,06·105 МПа;

– коэффициент Пуассона, =0,3.

град;

град.

К дальнейшему расчету принимаем большую из величин =77 град.

Находим величину продольных осевых сжимающих напряжений по формуле:
, (16)

, МПа.

Знак "минус" указывает на наличие осевых сжимающих напряжений. Поэтому необходимо вычислить коэффициент , учитывающий двухосное напряженное состояние металла по формуле:
, (17)


Уточним толщину стенки нефтепровода по следующей формуле:
, (18)
мм.

Таким образом, ранее принятая толщина стенки равная =10 мм может быть принята как окончательный результат.

2.6 Определение общих потерь напора и потерь напора на трение

Секундный расход нефти и ее средняя скорость определяется по следующим формулам:
, (19)

. (20)
, м3/с

м/с.

Определим число Рейнольдса с целью определения режима течения нефти:
, (21)
где

– средняя скорость нефти;

– внутренний диаметр нефтепровода

– кинематическая вязкость.

.

При ˂ 2320 режим течения ламинарный, в обратном случае – турбулентный.

В нашем случае, режим течения нефти - турбулентный.

При турбулентном режиме течения различают три зоны трения: гидравлически гладких труб (коэффициент гидравлического сопротивления зависит только от );

смешанного трения ( зависит от и относительной шероховатости ) и квадратичного трения ( зависит только от ).

Границами этих зон являются переходные числа Рейнольдса:
и , (22)
где – относительная шероховатость труб, выраженная через эквивалентную шероховатость (табл. 3.6) и внутренний диаметр нефтепровода .
, (23)
Условия существования зон трения таковы:

- гидравлически гладких труб:

2320 ˂ ˂ , при этом коэффициент гидравлического сопротивления
; (24)
- смешанного трения:

• 
  ˂ ˂ , при этом коэффициент гидравлического сопротивления
  
• 
  
  

(по Альтшулю) (25)

или

(по Исаеву); (26)
- квадратичного трения:

˃ , при этом коэффициент гидравлического сопротивления
(по Шифринсону) (27)
Или
(по Никурадзе). (28)
Таблица 6 – Эквивалентная шероховатость труб (данные А. Д. Альтшуля).

Вид трубы	Состояние трубы	, мм
Бесшовные стальные	Новые, чистые	0,01 – 0,02 0,014
Сварные стальные	После нескольких лет эксплуатации	0,15 – 0,3 0,2
Сварные стальные	Новые, чистые	0,03 – 0,12 0,075
Сварные стальные	С незначительной коррозией после очистки	0,1 – 0,2 0,15
Сварные стальные	Умеренно заржавевшие	0,3 – 0,7 0,5
Сварные стальные	Старые заржавевшие	0,8 – 1,5 1
Сварные стальные	Сильно заржавевшие	2 – 4 3

Примечание: в знаменателе указаны средние значения эквивалентной шероховатости.
В случае ламинарного течения коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Стокса:

. (29)
Поскольку мы имеем сварные стальные новые трубы, то эквивалентная шероховатость труб согласно табл. 3.6, составляет = 0,075 мм. В этом случае относительная шероховатость труб равна:

.

Теперь необходимо определить, в какой зоне трения течет жидкость. Определим граничные значения Re (Re1 и Re2):

,

.

Видно, что выполняется условие 2320 ˂ ˂ , так как

2320 ˂ 121451 ˂ 133333,33 то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб и коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле 24:

.

Гидравлический уклон в нефтепроводе определяем по формуле:
, (30)
.

В соответствии с нормами проектирования магистральные нефтепроводы протяженностью более 600 км делятся на эксплуатационные участки, длиной от 400 до 600 км. Соответственно их число составляет:
, (31)
где L – длина трубопровода.

В нашем случае L = 810 км, поэтому:

.

На станциях, расположенных на границе эксплуатационных участков, вместимость резервуарного парка должна составлять 0,3 0,5 суточной пропускной способности трубопровода.

Следовательно, конечный напор , необходимый для закачки нефти в резервуары, будет использован раз.

Конечный напор обычно принимают =40 м.

Полные потери напора в трубопроводе будут равны:
, (32)
где – разность геодезических отметок конца и начала , трубопровода:
. (33)
Согласно заданию, отметки = 186,5 м, = 198м.

м.

м.

Станции, расположенные на границах эксплуатационных участков, являются как бы головными для своих участков. Поэтому на них устанавливаются подпорные насосы, развивающие суммарный напор . Следовательно, суммарный напор, развиваемый насосными станциями нефтепровода, складывается из напора, развиваемого всеми подпорными насосами "головных" насосных станций и суммарного напора станций, т.е.:
, (34)
где – расчетный напор одной станции.
, (35)
м.

В магистральном трубопроводе устанавливается такой расход , при котором суммарный развиваемый напор равен полным потерям напора в трубопроводе.

Соответственно, уравнение баланса напоров имеет вид:
, (36)
Из формулы следует, что расчетное число насосных станций равно:
, (37)
В нашем случае:

шт.

Расчетное количество насосных станций может быть округлено в сторону большего или меньшего количества станций, если заказчик удовлетворен тем, что фактическая пропускная способность трубопровода отличается от проектной, то принимается соответствующий вариант. При округлении числа станций в большую сторону требуемая пропускная способность трубопровода достигается при его работе в переменных режимах.