- •Методические указания к выполнению курсового проекта по курсу «Гидравлика»
- •Технологический расчет магистрального газопровода
- •1. Выбор рабочего давления, определение числа кс и расстояния между станциями
- •2. Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями
- •3. Выбор типа гпа и расчет режима работы кс
- •Технологический расчет магистрального нефтепровода
- •1. Определение диаметра трубопровода, выбор насосного оборудования, расчет толщины стенки трубопровода, определение числа перекачивающих станций (пс)
- •Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов nр [1]
- •Номинальные параметры магистральных насосов [3]
- •Номинальные параметры подпорных насосов [3]
- •Потери напора в трубопроводе
- •Значения коэффициентов , и m для различных
- •2. Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода
- •Литература
Потери напора в трубопроводе
Фактическая средняя скорость течения нефти (м/с) определяется по формуле
(1.15)
где Q=QЧ/3600 – расчетная производительность перекачки, м3/с;
D – внутренний диаметр, м.
Потери напора на трение в трубопроводе определяют по формуле Дарси-Вейсбаха
, (1.16)
либо по обобщенной формуле лейбензона
, (1.17)
где Lр – расчетная длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных точек), м;
– расчетная кинематическая вязкость нефти, м/с2;
– коэффициент гидравлического сопротивления;
, m – коэффициенты обобщенной формулы Лейбензона.
Значения , и m зависят от режима течения жидкости и шероховатости внутренней поверхности трубы. Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса
, (1.18)
При значениях Re<2320 наблюдается ламинарный режим течения жидкости. Область турбулентного течения подразделяется на три зоны:
Гидравлически гладкие трубы 2320<Re<Re1;
Зона смешанного трения Re1<Re<Re2;
Квадратичное (шероховатое) трение Re> Re2.
Значения переходных чисел Рейнольдса Re1 и Re2 определяют по формулам
,
где – относительная шероховатость трубы;
kЭ – эквивалентная (абсолютная) шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния. Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять kЭ=0,2 мм.
Расчет коэффициентов , и m выполняется по формулам, приведенным в табл. 5.
Таблица 5
Значения коэффициентов , и m для различных
режимов течения жидкости
Режим течения |
|
m |
, с2/м |
|
ламинарный |
64/Re |
1 |
4,15 |
|
турбулент-ный |
гидравлически гладкие трубы |
0,3164/Re0,25 |
0,25 |
0,0246 |
смешанное трение |
|
0,123 |
|
|
квадратичное трение |
|
0 |
0,0826· |
Суммарные потери напора в трубопроводе составляют
H = 1,02h + z + NЭ hост. (1.19)
где 1,02 – коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;
z=zК-zН – разность геодезических отметок, м;
NЭ – число эксплуатационных участков (назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400…600 км [1]);
hост – остаточный напор в конце эксплуатационного участка, hост =30…40 м.
Величину гидравлического уклона магистрали можно найти из выражения
, (1.20)
На основании уравнения баланса напоров, необходимое число перекачивающих станций составит
. (1.21)
Как правило, значение n0 оказывается дробным и его следует округлить до ближайшего целого числа.
При округлении числа станций n в меньшую сторону (n<n0) гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой дополнительного лупинга длиной lЛ
, (1.22)
где . (1.23)
При равенстве D = DЛ величина .
В случае округления числа станций в большую сторону (n>n0) целесообразно предусмотреть вариант циклической перекачки. Параметры циклической перекачки определяются из решения системы уравнений
(1.24)
где VГ – годовой объем перекачки, VГ=GГ/ .
Строится совмещенная характеристика трубопровода и перекачивающих станций.
З начения Q1 и Q2 определяются из совмещенной характеристики (рис.2) либо аналитически.
Решение системы (1.24) сводится к вычислению T1 и T2
. (1.25)