
- •Введение
- •1. Исходные данные для технологического расчета трубопроводов и их обработка
- •Средние температурные поправки плотности и коэффициенты объемного расширения
- •Справочные данные по некоторым нефтям [4]
- •Стоимость сооружения насосных станций*
- •Поправочный коэффициент на топографические условия трассы
- •Рекомендуемые суммарные полезные объемы резервуарных парков нефтепроводов
- •Коэффициент использования емкости
- •2. Последовательность определения параметров нефтепровода
- •Эквивалентная шероховатость труб (данные а.Д.Альтшуля)
- •3. Регулирование совместной работы насосных станций и нефтепровода
- •4. Расстановка нефтеперекачивающих станцийпо трассе нефтепровода
- •5. Расчет нефтепровода при заданном расположении перекачивающихстанций
- •6. Выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода
- •7. Режим работы трубопровода при отключении промежуточной насосной станции
- •8. Методы увеличения производительности нефтепроводов
- •9. Расчет подводящих (всасывающих) трубопроводов подпорных насосов головной насосной станции
- •10. Примеры расчетов
- •Решение
- •Решение
- •Решение
- •Решение
- •Решение
- •Данные для построения совмещенной характеристики
- •Решение
- •Решение
- •Решение
- •Решение
- •Напоры и подпоры насосных станций при различных количествах работающих насосов и комбинациях их включения
- •Удельные энергозатраты на перекачку для условий примера 10.9
- •Решение
- •Библиографический список
- •Приложения
- •Приложение 1 Характеристики труб для нефтепроводов и нефтебаз
- •Характеристики труб для магистральных нефтепроводов
- •Характеристики труб сварных для магистральных газонефтепроводов (гост 20295-85)
- •Приложение 2 Насосы нефтяные магистральные (нм)
- •Техническая характеристика спиральных насосов типа нм
- •Справочные данные по спиральным насосам типа нм
- •Приложение 3 Нефтяные насосы типов нДвН и нДсН
- •Техническая характеристика насосов типа нДвН и нДсН
- •Справочные данные по насосам типов нДвН и нДсН
- •Приложение 4 Нефтяные подпорные вертикальные насосы типа нпв
- •Техническая характеристика насосов типа нпв
- •Справочные данные по насосам типа нпв
- •Приложение 5 Нефтяные подпорные насосы типа нмп
- •Техническая характеристика насосов типа нпв
- •Справочные данные по насосам типа нмп
- •Приложение 6 Графические характеристики некоторых магистральных центробежных насосов
- •Приложение 7 Графические характеристики некоторых подпорных центробежных насосов
- •Оглавление
- •А.А. Коршак, е.А. Любин
Эквивалентная шероховатость труб (данные а.Д.Альтшуля)
Вид трубы |
Состояние трубы |
Кэ, мм |
Бесшовные стальные |
Новые чистые |
|
Сварные стальные |
После нескольких лет эксплуатации |
|
То же |
Новые чистые |
|
То же |
С незначительной коррозией после очистки |
|
То же |
Умеренно заржавленные |
|
То же |
Старые заржавленные |
|
То же |
Сильно заржавленные или с большими отложениями |
|
________________________
Примечание. В знаменателе указаны средние значения эквивалентной шероховатости.
Условия существования различных зон трения:
− гидравлически гладкие трубы
;
− зона смешанного трения (переходная
зона);
− зона квадратичного трения
.
Для зоны гидравлически гладких труб коэффициент гидравлического сопротивления определяют по формуле Блазиуса
|
(2.21) |
Для зоны смешанного трения коэффициент рекомендуется вычислять по формуле Альтшуля
|
(2.22) |
В зоне квадратичного трения значение коэффициента рекомендуется определять по формуле Шифринсона
|
(2.23) |
Формула (2.17) может быть представлена в обобщенном виде (формула Лейбензона):
|
(2.24) |
где β, m– коэффициенты,
.
Величины коэффициентов в формуле Лейбензона (2.24):
Режим течения |
m |
A1 |
β, с2/м |
Ламинарный |
1 |
64 |
4,15 |
Турбулентный: |
|
|
|
Зона Блазиуса |
0,25 |
0,3164 |
0,0246 |
Зона смешанного трения |
0,1 |
0,206ε0,15 |
0,0166ε0,15 |
Зона квадратичного трения |
0 |
λ |
0,0827 |
Приведенные формулы применимы для расчета труб любого поперечного сечения.
Гидравлический уклон – потеря напора на трение на единицу длины трубопровода:
|
(2.25) |
Если трубопровод имеет вставку другого диаметра dв, гидравлический уклон в этой вставке определяют через гидравлический уклон и диаметр основной трубы
|
(2.26) |
Если параллельно с трубопроводом уложен лупинг диаметром dлуп, гидравлический уклон на сдвоенном участке также определяют через гидравлический уклон и диаметр одиночного трубопровода
|
(2.27) |
где ω – расчетный коэффициент,
|
(2.28) |
Когда dлуп=d, то при ламинарном течении (m = 1) ω = 0,5, при турбулентном течении в зоне гидравлически гладких труб (m = 0,25) ω = 0,296 и в зоне квадратичного трения (m= 0) ω = 0,25.
Если к трубопроводу длиной Lи диаметромdподключена параллельная нитка длинойXлупи диаметромdлуп, то потери напора в таком сложном трубопроводе можно определить по формуле
|
(2.29) |
Аналогичная зависимость получается и для вставки
,
где
|
(2.30) |
Если на трубопроводе есть и лупинг и вставка, то потери напора определяются по формуле
|
(2.31) |
На линейной части трубопровода имеются местные сопротивления – задвижки, повороты, сужения и т.п. Потери напора на них определяют по формуле
|
(2.32) |
где ξт– коэффициент местного сопротивления, зависящий как от вида сопротивления, так и от характера течения жидкости.
Для магистральных трубопроводов потери напора на местные сопротивления незначительны, их принимают равными до 2 % от потерь на трение.
Кроме того, в конце трубопровода должен поддерживаться остаточный напор Hкп, необходимый для закачки нефти в резервуары.
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
,
где Lг– геометрическая длина трубопровода (включая самотечные участки).
На станциях, расположенных на границе эксплуатационных участков, вместимость резервуарного парка должна составлять 0,3-0,5 суточной пропускной способности трубопровода. Эта емкость должна быть увеличена до 1,0-1,5Qсутв случае обеспечения приемно-сдаточных операций [1]. Следовательно, напорHкпбудет использованNэраз.
Таким образом, полный напор, необходимый для ведения перекачки,
|
(2.33) |
где Δz – разность геодезических отметок конца zк и начала zн трубопровода.
Станции, расположенные на границах эксплуатационных участков, являются головными для своих участков. Поэтому на них устанавливаются подпорные насосы, развивающие суммарный напор Nэhпн. Следовательно, суммарный напор, развиваемый насосными станциями нефтепровода, складывается из напора, развиваемого всеми подпорными насосами головных насосных станцийNэhпни суммарного напораnстанций, т.е.
|
(2.34) |
где Hcт– расчетный напор одной станции, м,
|
(2.35) |
В магистральном трубопроводе устанавливается такой расход Q, при котором суммарный развиваемый напор, определяемый по формуле (2.34), равен полным потерям напора в трубопроводе, вычисляемым по формуле (2.33).
Соответственно, уравнение баланса напоров имеет вид:
|
(2.36) |
Из формулы (2.36) следует, что расчетное число насосных станций
|
(2.37) |
Расчетное число насосных станций, как правило, получается дробным. Оно может быть округлено как в сторону большего (n′), так и в сторону меньшего (n′′) числа станций.
Если заказчика устраивает, что фактическая производительность нефтепровода отличается от проектной, то принимается соответствующий вариант. При округлении числа станций в большую сторону требуемая производительность трубопровода достигается при его работе на переменных режимах.
Если же заказчик настаивает на точном обеспечении проектной производительности нефтепровода, то необходимо прибегнуть к регулированию либо характеристик станций, либо трубопровода, либо того и другого.