Файл: Программа для чтения pdfфайлов. Загл с этикетки диска.pdf

45 динамической вязкости к плотности, равен 1 [см
2

с
-1
]. Стокс можно опреде- лить как вязкость жидкости, имеющей плотность 1 [г

см
-3
] и оказывающей взаимному перемещению двух слоев жидкости площадью 1 [см
2
], находя- щихся на расстоянии 1 [см] друг от друга и перемещающихся со скоростью 1
[см

с
-1
], силу сопротивления 1 [дин]. Кратные единицы – 1 сантистокс [сСт] =
0.01 [Ст]. Перевод в единицы СИ: 1 [Ст] = 1

10
-4
[м
2

с
-1
].
Вязкость нефти значительно зависит от температуры и в меньшей степе- ни от давления, то есть,

=

(Т).
Поэтому расчетная вязкость нефти – вязкость нефти, определяемая при расчетной температуре нефти [18].
При повышении температуры вязкость нефти уменьшается, при пониже- нии – увеличивается. Для расчета вязкости нефти используются различные формулы, например, формула Рейнольдса-Филонова

(Т) =

0



0





k
e
, (2.3.9) где

0
– кинематическая вязкость нефти при температуре Т
0
; k – опытный ко- эффициент, [К
-1
].
Пример № 2.3.1. Расчет опытного коэффициента k в формуле (2.3.9).
Свойства перекачиваемой нефти:

кинематическая вязкость при температуре Т
0
= 0 [
0
С]

0
= 28 [сСт];

кинематическая вязкость при температуре Т
20
= 20 [
0
С]

20
= 16
[сСт].
Из формулы (2.3.9) следует, что коэффициент k равен k =
0 20 20 0
ln











=
0 20 16 28
ln







= 0.028 [К
-1
].
Из формулы (2.3.9) и Примера № 2.3.1 следует необходимость указания в Задании на проектирование МН, как минимум, двух значений кинематиче- ской вязкости транспортируемой нефти при двух разных значениях темпера- туры.
Пример № 2.3.2. Дополним приведенное в Примере № 2.1.1 Задание на проектирование МН заданием кинематической вязкости. При температуре 0
[
0
С] кинематическая вязкость транспортируемой нефти

0
= 29 [сСт], при 20
[
0
С] –

20
= 22 [сСт].
Значение опытного коэффициента k в формуле (2.3.9) найдем аналогич- но Примеру № 2.3.1 k =
0 20 20 0
ln











=
0 20 22 29
ln







= 0.01381 [К
-1
].

46
Полученная в Примере № 2.1.1 Таблица № 2.1.3 должна быть дополнена.
В Таблице № 2.3.1 приведены результаты расчета плотности и кинематиче- ской вязкости нефти по каждому месяцу.
Таблица № 2.3.1.
Значения плотности нефти и кинематической вязкости по каждому месяцу.
№
Месяц
Плотность

,
Кинематическая
[кг∙м
-3
] вязкость

, [сСт]
1
Январь
853.87 26.99 2
Февраль
854.46 27.30 3
Март
854.80 27.49 4
Апрель
854.32 27.23 5
Май
850.86 25.43 6
Июнь
847.53 23.77 7
Июль
844.93 22.63 8
Август
843.67 22.07 9
Сентябрь
844.66 22.51 10
Октябрь
847.33 23.72 11
Ноябрь
850.37 25.19 12
Декабрь
853.68 26.36
Таким образом, потеря механической энергии за счет сил внутреннего трения слоев вязкой жидкости друг о друга –

47
При значениях
2300

Re

2800, (2.3.15) характеризующих переходный режим от ламинарного к турбулентному,

= (0.16

Re – 13)

10
-4
. (2.3.16)
При условии
2800 < Re (2.3.17) режим движения является турбулентным. Формулы для определения коэф- фициента гидравлического сопротивления при этом режиме для разных чи- сел Рейнольдса и предельные значения Re, ограничивающие область приме- нения этих формул для труб различных диаметров, приводятся в Таблице № 2.3.2 [24].
Таблица № 2.3.2.
Формулы определения коэффициентов гидравлического сопротивления для сварных труб.
Условный
По формуле
При значениях
По формулам диаметр
D
Y
,

=
4
Re
3162 0
Re выше:
[мм] при значениях Re до:
400 56000 56000

= 0.0134 +
Re
7 1
450 65000 65000

= 0.0132 +
Re
7 1
500 73000 73000

= 0.0130 +
Re
7 1
600 90000 90000

= 0.0126 +
Re
7 1
700 100000 100000

= 0.0124 +
Re
7 1
800 110000 110000

= 0.0123 +
Re
7 1
900 115000 115000

= 0.0122 +
Re
7 1
1000 120000 120000

= 0.0121 +
Re
7 1
1200 125000 125000

= 0.0120 +
Re
7 1
1400 130000 13000

= 0.0119 +
Re
7 1
Диаметр условный [24] (D
Y
) – установленный нормативами ряд чисел, каж- дому из которых соответствует фактический диаметр трубы (например,

48 условный – 1200 [мм], фактический – 1220 [мм]). Условный диаметр часто обозначается как D
Y
Факт потери энергии нефтью при ее движении по трубопроводу опреде- ляет выбор механического процесса и уравнения движения, математически его формализующего, для определения функции расхода (2.1.5) – уравнение энергетического баланса. Формирование и решение уравнения энергетиче- ского баланса – определение вариантов комбинаций значений (1.1.3) аргу- ментов и параметров функции расхода (2.1.5) и допустимых диапазонов их изменения (1.1.4) – выполняется в рамках Технологического проектирования.
Сформулируем основные результаты Части 2:
1.Определен этап проектирования – уровень решаемых задач (рис.№ 1.1.1) – МН, рассматриваемый в рамках данного курса. Изучается Техноло- гическое проектирование – определение комбинации значений аргументов и параметров (1.1.3) функции проектной пропускной способности, обеспечи- вающие выполнение условий (2.1.5).
2.Выбран основной определяющий количественный показатель – про- ектная пропускная способность нефтепровода.
3.Выбран механический процесс, который функция расхода математиче- ски формализует.
4.Определено уравнение, математически формализующее функцию рас- хода – уравнение энергетического баланса.
Формализацию функции эффективности (1.1.2) для расхода – уравнение энергетического баланса – рассмотрим далее.

49
ЧАСТЬ 3.ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРИ ЭНЕРГИИ.
3.1.Суммарные потери напора по длине нефтепровода.
Уравнение баланса напоров. Линейная часть магистрального трубопро- вода. Нефтеперекачивающая станция. Площадочный объект магистрального трубопровода. Гидравлические расчеты. Суммарные потери напора. Потери напора на трение. Расчетное значение кинематической вязкости. Потери напора на преодоление местных сопротивлений. Коэффициент местного со- противления. Потери скоростного напора.
В качестве уравнения баланса энергии при проектировании МН исполь- зуется уравнение баланса напоров – полученная в начальном сечении трубо- провода нефтью энергия (левая часть уравнения) равна сумме потерянной при движении нефти по трубопроводу энергии и оставшейся в конечном се- чении трубопровода энергии нефти (правая часть уравнения).
Основная доля потери энергии нефтью приходится на линейную часть
МН. Линейная часть магистрального трубопровода (для транспортировки нефти и нефтепродуктов) (ЛЧ) [8] – объект магистрального трубопровода, предназначенный для перемещения транспортируемых нефти/нефтепродуктов, включающий собственно трубопровод, вдольтрассо- вые линии электропередач, кабельные линии и сооружения связи, устройства электрохимической защиты от коррозии и иные сооружения и технические устройства, обеспечивающие его эксплуатацию.
Получает энергию нефть на нефтеперекачивающих станциях (НПС) от насосов. Нефтеперекачивающая станция(НПС) [24] – объект маги- стрального нефтепровода, включающий комплекс зданий, сооружений и устройств для приема, хранения и перекачки нефти по магистральному нефтепроводу. Нефтеперекачивающая (нефтепродуктоперекачивающая)
станция [22] – площадочный объект, включающий в себя комплекс зданий, сооружений и устройств, обеспечивающих его безопасную и надежную экс- плуатацию, и предназначенный для выполнения технологических операций по приему, накоплению, учету и перекачке нефти/нефтепродуктов. НПС (ма-
гистрального трубопровода) [8] – площадочный объект магистрального трубопровода, предназначенный для приема, накопления, учета, поддержа- ния необходимого режима перекачки нефти/нефтепродуктов по магистраль- ному трубопроводу. Площадочный объект (магистрального трубопровода)
[8] – объект магистрального трубопровода, предназначенный для выполне- ния одной или нескольких технологических операций по приему, накопле- нию, учету, поддержанию необходимого режима перекачки, перевалке нефти/нефтепродуктов, подогреву, смешению нефти.
Принципиальная разница в изменении энергии нефти – потеря энергии нефтью и передача энергии нефти – определяет:

50
- необходимость разделения МН на отдельные объекты, в частности, на
ЛЧ и НПС;
- разный набор технологического оборудования, устанавливаемого на
ЛЧ и НПС;
- разницу в технологии проектирования ЛЧ и НПС;
- последовательность проектирования ЛЧ И НПС.
Объем передаваемой на НПС нефти энергии – работа насосного обору- дования и всей НПС в целом – требует соответствующих затрат. Поэтому, прежде всего, необходимо точно определить величину правой части уравне- ния – объем теряемой энергии.
Характеристики работы насосов – требуемое давление на входе и выходе
НПС – определяются на основе гидравлических расчетов [24]. Гидравличе-
скими расчетами определяются суммарные потери напора в трубопрово- дах, в том числе:

потери напора на трение;

потери напора на местные сопротивления;

потери скоростного напора;

потери преодоления разности геодезических отметок конца и начала трубопровода или его участка.
Суммарные потери напора на расчетном участке измеряются в метрах и определяются по формуле [24]
H = h тр
+ h мс
+

z + h ск
, (3.1.1) где h тр
– потери напора на трение, [м]; h мс
– потери напора на преодоление местных сопротивлений, [м]; Δz – алгебраическая разность геодезических отметок конца и начала расчетного участка, [м]; h ск
– потери скоростного напора на расчетном участке, [м].
Потери напора на трение определяются по формуле (2.3.10) h
тр
= i

L, (3.1.2) в которой i – гидравлический уклон, [м

км
-1
]; L – длина расчетного участка,
[км].
Для расчета гидравлического уклона по формуле (2.3.11) необходимо определить значение числа Рейнольдса по формуле (2.3.12) – необходимо знание значения кинематической вязкости. Кинематическая вязкость нефти – функция ее температуры (2.3.9). Значение температуры нефти вследствие теплообмена между транспортируемой нефтью и окружающей нефтепровод средой может меняться в течение года. Поэтому при гидравлических расче- тах используется расчетное значение кинематической вязкости. Расчетное
значение кинематической вязкости определяется на основе среднемесяч- ных значений вязкости по формуле

=
4 12 1
25 0
12












i
i

, (3.1.3)

51 где

i
– среднемесячное значение кинематической вязкости в i-м месяце,
[м
2

с].
Пример № 3.1.1. Расчетное значение кинематической вязкости транспор- тируемой нефти.
Среднегодовое значение кинематической вязкости, полученное при рас- четной температуре нефти по каждому месяцу, найдем по формуле (3.1.3) в соответствии с Таблицей № 2.3.1

р
=
4 12 1
25 0
12












i
i

= 25.0 [сСт] = 25

10
-6
[м
2

с
-1
].
Потери напора на преодоление местных сопротивлений определяют- ся исходя из значения коэффициентов местных сопротивлений и расчет- ной скорости движения жидкости [24] h
мс
=

g
w

2 2
, (3.1.4) где

– коэффициент местного сопротивления, определяемый по Таблице № 5.18 [24].
При этом при определении потерь напора в местных сопротивлениях расчетная величина скорости w должна приниматься равной скорости в трубе за местным сопротивлением. Общие потери напора на преодоление мест-
ных сопротивлений технологического трубопровода определяются суммой потерь по всем n местным сопротивлениям h
мс
=




n
i
i
i
g
w
1 2
2

. (3.1.5)
Потери скоростного напора на расчетном участке трубопровода опре- деляются по формуле h
ск
=
g
w
w


2 2
1 2
2
, (3.1.6) где w
2
– скорость в конце расчетного участка, [м

c
-1
]; w
1
– скорость в начале расчетного участка, [м

c
-1
].
Таким образом, в соответствии с формулами (2.1.1), (2.3.10)

(2.3.12),
(3.1.4)

(3.1.5) гидравлические расчеты производятся исходя из:

объемного расхода Q;

диаметра и длины расчетного участка трубопровода D
вн и L;

физических характеристик перекачиваемой нефти или нефтепродукта

и

;

разности геодезических отметок начала и конца расчетного участка Δz;

наличия местных сопротивлений на участке


52
Поэтому к основным показателям магистрального нефтепровода
(§2.1) при его проектировании относятся [19]:
- длина нефтепровода (с учетом рельефа) – L и z(x);
- расчетные значения плотности, вязкости и температуры перекачивае- мой нефти по участкам трассы –

,

и Т;
- проектная пропускная способность нефтепровода по участкам трассы –
(§2.1);
- внутренний диаметр нефтепровода – D
вн
В качестве исходных данных при выполнении гидравлических расче-
тов используются [19]:
- координаты начального и конечного пунктов МН;
- сжатый профиль трассы МН;
- заданная годовая пропускная способность нефтепровода;
- проектная вязкость и плотность нефти при расчетной температуре нефти.
Для начала непосредственного расчета потерь напора на трение по фор- муле (3.1.2) необходимо знание величин гидравлического уклона i и длины нефтепровода L. Поэтому рассмотрим определение гидравлического уклона и длины нефтепровода в следующих параграфах.
3.2.Линия гидравлического уклона.
Сравнение различных вариантов при различных диаметрах. Предвари- тельный расчет нефтепровода. Выбор трех вариантов наружного диаметра.
Конкурирующие варианты диаметров. Ориентировочное значение внутрен- него диаметра.
Полный напор. Потенциальный и кинетический напоры. Геометриче- ский, пьезометрический и скоростной напоры. Напор давления. Линия гид- равлического уклона. Распределение энергии жидкости и ее составляющих по длине трубопровода. Механический смысл линии гидравлического укло- на. Механический смысл гидравлического уклона.
Для расчета гидравлического уклона (2.3.11) и числа Рейнольдса (2.3.12) необходимо знание внутреннего диаметра D
вн
, определяемого по (2.1.3) при известных значениях наружного диаметра D
н и номинальной толщины стен- ки

н трубы.
Согласно [18,19] диаметр магистрального нефтепровода должен опреде- ляться на основании технико-экономического сравнения различных вари-
антов при различных диаметрах нефтепровода. Диаметр нефтепровода яв- ляется одним из пяти количественных показателей, определяющих стоимость
МН [1].
Выбор значений диаметров должен осуществляться из условия, чтобы скорость движения нефти в магистральном нефтепроводе была не более ско- рости указанной в Таблице № 3.2.1. При этом скорость движения нефти не должна быть менее 0.31 [м

с
-1
].