CC BY
51
УДК 622.692.4
https://doi.org/10.24411/0131-4270-2018-10509
РАЗВИТИЕ НАУЧНЫХ ОСНОВ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ В XX ВЕКЕ
А.И. ИВАНОВ, к.т.н., доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа А.А. НИКИШИН, аспирант
Б.Н. МАСТОБАЕВ, д.т.н., проф., завкафедрой транспорта и хранения нефти и газа ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1). E-mail: [email protected]
В работе рассмотрены параметры, учитываемые при проектировании трубопроводов, показаны основные зависимости и области их применения.
Ключевые слова: нефть, трубопровод, трубопроводный транспорт, железнодорожный транспорт, методика расчета.
Первые проекты трубопроводов ставили практически невыполнимые задачи перед инженерами. Начиная с 1860 года перспектива создания трубопровода для транспорта нефти выросла из идеи 17-летнего юноши до состоявшегося проекта, положившего начало новой эры и ставшего точкой отсчета для множества трубопроводных компаний с США и во всем мире.
Несмотря на активное развитие трубопроводных систем, решение задач проектирования опиралось лишь на производственный опыт и, практически не имело четкой методики (фото).
Лишь к концу 30-х годов XX века на основе опыта строительства и эксплуатации нефтепроводов начали складываться основные положения, которые необходимо учитывать при проектировании новых трубопроводов.
Одним из наиболее ответственных моментов при расчете магистральных трубопроводов является определение наивыгоднейшего в экономическом отношении диаметра трубопровода. Технически любое количество жидкости можно перекачать по трубопроводу любого диаметра, но из всех возможных диаметров всегда будет один, при котором стоимость эксплуатации трубопровода будет наименьшей, и это и будет представлять собой экономически наиболее выгодный диаметр.
Для гидравлического расчета трубопровода необходимо знание тех местных условий, которые определяют среднюю температуру воздуха и почвы на глубине заложения трубопровода, и как следствие этого - вязкость перекачиваемого продукта. Эти данные должны быть собраны при изыскании трассы трубопроводов. Гидравлический расчет трубопровода начинался с таблицы удельных весов и вязкостей продукта при различных температурах и составления по этой таблице кривой зависимости вязкости от температуры. Имея эти данные, приступали к выбору наивыгоднейшего диаметра трубопровода.
Определение наиболее выгодного диаметра производилось обычно при среднегодовой температуре и отвечающей ей вязкости продукта. Если профиль трубопровода имел такие участки, которые гидравлически могли быть преодолены только путем искусственного уменьшения диаметра для поглощения излишнего напора или же применением труб с повышенной толщиной стенок, то в этом
случае наиболее выгодный диаметр для такого участка не определялся, так как здесь вопросы технического порядка поглощали экономические вопросы. Экономически наивыгоднейший диаметр определялся для остальной части трубопровода.
Критерием экономической целесообразности того или иного диаметра трубопровода правильнее всего считать эксплуатационные расходы, где амортизация составляет большую часть капитальных затрат. Капиталовложения сами по себе не являются решающим фактором при выборе наивыгоднейшего диаметра. Экономически наивыгоднейший диаметр трубопровода часто будет требовать и наиболее крупных капиталовложений. Только в том случае, когда два диаметра трубопровода при сравнении стоимости их эксплуатации покажут небольшую разницу, предпочтение может быть отдано тому, который потребует меньших капиталовложений.
При малом диаметре трубопровода в нем развиваются большие скорости и, как следствие этого, увеличиваются гидравлические сопротивления. При неизменном расходе увеличение диаметра, например вдвое, увеличивает гидравлические сопротивления при ламинарном режиме в 16 раз и при турбулентном режиме - в 26,9 раза.Это увеличивает число насосных станций, предназначенных для преодоления этих сопротивлений.
| Проверка соединений трубопровода (1901год)
При малом диаметре трубопровода капитальные затраты на собственно трубопровод будут сравнительно незначительны, но стоимость многочисленных насосных станций при этом значительно возрастет. В результате трубопровод малого диаметра может потребовать значительно больших капиталовложений, нежели трубопровод большого диаметра. Вместе с тем значительно возрастут и эксплуатационные расходы, так как последние пропорциональны числу насосных станций.
Разновременно делались попытки уложить решение этой проблемы в удобную для применения формулу. В.Г. Шухов в 1881 году предложил сравнительно простую формулу для определения наивыгоднейшего диаметра нефтепровода:
Q
3-т-р Ж-р-С Q т2 - р-q
d6 5(А + р-В) V d d2 5(А +р-В)
-0, (1)
где Q - количество перекачиваемой жидкости в куб. фут/мин.; d - диаметр трубопровода (внутренний) в дм.; т - коэффициент расхода, который меняется в зависимости от качества жидкости: так, для бакинской нефти плотностью 0,870 он равен 4, для керосина 5 и для мазута 1; Р - процент ежегодной амортизации и процент на капитал, если таковые принимаются в расчет;
А = Ь - f- у-|,
где Ь - отношение цен единицы топлива к единице металла; t - множитель для перевода производительности в минуту в годовую; f - вес топлива на единицу работы насосов; у1 -вес одной кубической единицы топлива;
B-
k-у-
где а - стоимость 1 пуда труб; к - стоимость машинного и насосного оборудования на силу;
C = р- G + H
где G - стоимость работ по насосной станции в единицах веса трубы (исключая стоимость машинного и насосного оборудования); Н - ежегодные расходы по содержанию насосной станции;
Р-
п- А- у 2т ,
5(А + р-B) Q3 3-р-p-L -Q р-q
т
d 6
2 _|4
m-y-d
Q
= 0.
Подставляя значения d и у в уравнение
1
г =-•
I
Q2
(А + Р- В^ + ^
Р-р Q-L р-q■ d С-у
т^
т
d 2- у
Q
Q-L
определяем себестоимость перекачки при наивыгоднейших диаметре и расстояниях между насосными станциями.
При определении экономически целесообразных диаметров приходилось делать отступления от полученных результатов в сторону уменьшения диаметра в сравнении с экономически наивыгоднейшим в тех случаях, когда перекачивалась парафинистая или сернистая нефть. Для сернистой нефти скорость не рекомендовалась меньше 0,85 м/сек для 6-дюймовых, 1,00 м/сек - для 8-дюймовых и 1,25 м/сек - для 10-дюймовых трубопроводов. При меньших скоростях происходит выделение воды, а наличие последней вместе с сернистой нефтью и частицами сернистого железа стимулировало разрушительное внутреннее разъедание трубопроводов. Для парафинистой нефти диаметр трубопровода рекомендовалось определять исходя из минимальных скоростей от 0,7 до 1,0 м/сек.
Поэтому после определения наивыгоднейшего диаметра всегда необходимо было делать поправки, если перекачивается сернистая или парафинистая нефть.
Иногда приходится делать отступления от определенного экономически целесообразного диаметра и в силу временной дефицитности металла; в этом случае иногда приходилось наиболее выгодный диаметр заменять менее выгодным, сохраняя металл для других надобностей.
На первых этапах проведения расчетов потерь напора на трение при течении жидкости по трубам использовалась формула Прони(эмпирическая формула,полученная французом Гаспаром де Прони в XIX веке):
hf = й (^ + bV2),
где hf - потери напора на трение; L/D - отношение длины трубы к диаметр; V- скорость потока; а и Ь - эмпирические коэффициенты, введенные для учета трения.
В последующих расчетах вместо формулы Прони использовалась формула Дарси - Вейсбаха, при получении которой формула Прони использовалась как исходная точка.
Формула Вейсбаха - эмпирическая формула, определяющая потери напора или потери давления при развитом турбулентном течении несжимаемой жидкости в трубопроводах (предложена Юлиусом Вейсбахом в 1855 году):
Аh =
( V 2 ^
2-д
где т - допускаемое напряжение металла в пуд/дм2;
q = п- Ас,
где А - вес одной куб. единицы металла; с - постоянная добавочная величина глубины нарезки в теле трубы; у -давление столба жидкости высотой 1 фут на 1 дм2.
Уравнение (1) решается путем последовательных подстановок d. После этого определяется расстояние между насосными станциями у по уравнению:
где Аh - потери напора на гидравлическом сопротивлении; £ - коэффициент местного сопротивления; V - средняя скорость течения жидкости; д - ускорение свободного падения; Формула Вейсбаха, определяющая потери давления на гидравлических сопротивлениях, имеет вид
АР = £- — - р, 2
где АР - потери давления на гидравлическом сопротивлении; р - плотность жидкости.
Если гидравлическое сопротивление представляет собой участок трубы с длиной L и диаметром D, то коэффициент Дарси определяется следующим образом:
ь й
где X - коэффициент потерь на трение по длине.
а
5-6
• 2018
61
Тогда формула Вейсбаха приобретает вид
L V2
Аh = Х---- ,
й 2-д
или для потери давления:
АР = Х- ^ . й 2-д
Последние две зависимости получили название формулы Дарси-Вейсбаха (предложена Ю. Вейсбахом и А. Дарси, 1855).
Необходимой величиной для проведения гидравлического расчета трубопроводов является число Рейнольдса.
Число Рейнольдса ^е) - безразмерная величина, являющаяся критерием подобия течения вязкой жидкости, полученная в 1883 году О. Рейнольдсом.
Число Рейнольдса определяется следующими соотношениями:
Re:
руй,
■Г = уйг = Qйг
П
иА
где р - плотность среды, кг/м3; V - характерная скорость, м/с; Dr - гидравлический диаметр, м; п - динамическая вязкость среды, Па-с или кг/(м-с); и - кинематическая вязкость среды, м2/с; Q- объемный расход потока, м3/с; А - площадь сечения канала, например трубы, м2.
Для каждого вида течения существует критическое число Рейнольдса, Reкр, которое, как принято считать, определяет переход от ламинарного течения к турбулентному.
При Re < Reкр течение происходит в ламинарном режиме, при Re > Reкр возможно возникновение турбулентности.
Одним из важнейших параметров для проведения расчетов является коэффициент гидравлического сопротивления X.
Блазиус в 1913 году после обработки опытов Нубольта, Сафо и Шодера по перекачке воды и воздуха в латунных и оцинкованных трубках с весьма гладкой внутренней поверхностью диаметром 1,23-5,31 см, а также на основании своих собственных опытов в трубках диаметром до 3,975 см определил постоянные и получил формулу
0,3164
оказались выше наблюдаемых на 4,5%; для параметров 75 000-100 000 вычисленные по формуле Блазиуса X оказались на 5% выше наблюдаемых и, наконец, для параметров 100 000-200 000 вычисленные X оказались на 2% ниже наблюдаемых. Для параметров выше 200 000 вычисленные по Блазиусу X оказались уже на 35% ниже наблюдаемых.
Испытания, произведенные комиссией Азнефти при приемке трубопровода Баку-Батуми во время пробной перекачки нефти удельного веса 0,865 с кинематической вязкостью 0,124 см2/сек, при параметрах Рейнольдса 25 000-30 000 показали для всех пяти испытаний полное совпадение вычисленных по Блазиусу X с наблюдаемыми.
Испытания, произведенные комиссией Нефтепроводстроя в конце 1932 года, при параметрах около 11 000-12 000 также показали полное соответствие вычисленных по Блазиусу и наблюдаемых коэффициентов трения X.
Наконец, испытания, произведенные инженером Гельтцелем в США над трубопроводами диаметром от 6 до 12 дюймов в самых разнообразных условиях перекачки, также показали совпадение вычисленных по формуле Блазиуса и наблюденных коэффициентов трения X.
В 1927 году Л.С. Лейбензон опубликовал статью в журнале «Нефтяное хозяйство», где предложил теоретическую формулу для определения потерь напора при движении жидкости в трубе. Формула Лейбензона удобна для гидравлических расчетов трубопроводов и наряду с формулой Дарси-Вейсбаха широко используется в нефтяной и газовой промышленности:
т ' й5~т р где Lр - расчетная длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных точек), м; и - расчетная кинематическая вязкость нефти, м/с2; X -коэффициент гидравлического сопротивления; р, т - коэффициенты обобщенной формулы Лейбензона.
Значения X, р и т зависят от режима течения жидкости и шероховатости внутренней поверхности трубы. Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса
wй 4Qс Re = - - с
Х =
Эта формула дает хорошие результаты при числе Рейнольдса, изменяющемся в пределах от критического числа Рейнольдса Reкр до Re = 105.
Опыты, произведенные на промысловых трубопроводах Азнефти при проектировании трубопровода Баку-Батуми диаметром от 5 до 8 дюймов, подтвердили совпадение результатов, полученных при определении коэффициента трения X экспериментальным путем и по формуле Блазиуса.
Наблюдения, произведенные при перекачке нефтей по советскому магистральному трубопроводу Грозный-Туапсе, также подтвердили надежность формулы Блазиуса в пределах параметров эксперимента. При Re = 4940-72 600 (19 наблюдений) вычисленный по формуле Блазиуса X оказался выше наблюдаемого на 0,5%.
При наблюдениях за перекачкой керосина по 12-дюймовому трубопроводу Кобулети-Батуми для Re < 75 000 коэффициенты X, вычисленные по формуле Блазиуса,
пйи
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
- квадратичное (шероховатое) трение Re > Re2.
Значения переходных чисел Рейнольдса Re1 и Re2 определяют по формулам
Re1 < Re < Re2;
Re1 = В; Re 1 к
500
где к = кЭ /й - относительная шероховатость трубы; кЭ -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 кЭ = 0,2 мм .
Расчет коэффициентов X, р и т выполняется по формулам, приведенным в табл. 1.
и
Таблица 1
Значения коэффициентов X, р и m для различных режимов течения жидкости
Режим течения m в, с2/м
ламинарный 64/Re 1 4,15
турбулентный гидравлически гладкие трубы 0,3164/Re0,25 0,25 0,0246
квадратичное трение 0,11( k )0 25 0 9,089-10-3( k )025
| Рис. 1. Блок-схема гидравлического расчета трубопровода (1931 г.)
В 1931 году В.С. Яблонский в журнале «Нефть» предлагает схему расчета нефтепровода (рис. 1) с использованием вышеприведенных формул.
Научные основы проектирования трубопроводов, заложенные в первой половине XX века, неоднократно доказали свою надежность и, получив широкое распространение, применяются и в настоящее время.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Иванов А.И., Никишин А.А., Мастобаев Б.Н. Становление трубопроводного транспорта США // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2016. № 2. С. 51-55.
2. Мастобаев Б.Н., Бахтизин Р.Н., Сощенко А.Е., Дмитриева Т.В. История развития трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов: Консп. лекций. Уфа: Фонд содействия научных исследований, 1999. 59 с.
3. Притула А.Ф., Притула В.А. Транспорт нефти, нефтяных продуктов и газа. Ч. 1. М.; Л.: ОНТИ, 1938.
4. Яблонский В.О. Как рассчитывается нефтепровод // Нефть, 1931. № 3. С. 10-12
DEVELOPMENT OF SCIENTIFIC FOUNDATIONS FOR DESIGNING PIPELINES IN THE TWENTIETH CENTURY
IVANOV A.I., Cand. Sci. (Tech.), Associate Prof. of Department of Transport and Storage of Oil and Gas NIKISHIN A.A., Postgraduate Student
MASTOBAEVB.N., Dr. Sci (Tech.), Prof., Head of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas
Ufa State Petroleum Technical University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia).
E-mail: [email protected]
5-6
2018
63
ABSTRACT
The paper considers the parameters taken into account in the design of pipelines, shows the main dependencies and
areas of their application.
Keywords: oil, pipeline, pipeline transport, railway transport, calculation procedure.
REFERENCES
1. Ivanov A.I., Nikishin A.A., Mastobayev B.N. Formation of US pipeline transport. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr"ya, 2016, no. 2, pp. 51-55 (In Russian).
2. Mastobayev B.N., Bakhtizin R.N., Soshchenko A.Ye., Dmitriyeva T.V. Istoriya razvitiya truboprovodnogo transporta nefti inefteproduktov. Konspekt lektsiy [The history of the development of pipeline transport of oil and petroleum products. Lecture notes]. Ufa, Fond sodeystviya nauchnykh issledovaniy Publ., 1999. 59 p.
3. Pritula A.F., Pritula V.A. Transport nefti, neftyanykh produktovigaza. Chast' 1 [Transportation of oil, petroleum products and gas. Part 1]. Moscow, Leningrad, ONTI Publ., 1938.
4. Yablonskiy V.O. How the oil pipeline is calculated. Neft', 1931, no. 3, pp. 10-12 (In Russian).
