Експериментальних даних

1) Добиваються температури нафти 20 ^оС, термостатують протягом 15-20 хв., після чого нафтоденсиметром вимірюють густину і результати вимірювань заносять в таблицю 2.1.

2) Заливають нафту чи нафтопродукт у капілярний віскозиметр, опускають у водяну ванну і термостатують протягом 15 хв. Номер віскозиметра і його стала записуються у таблицю 2.1.

1 2 3

1 - віскозиметр ВПЖ-1;

2 - віскозиметр ВПЖ-2;

3 - віскозиметр Пінкевича

Рисунок 2.1 - Віскозиметри

Таблиця 2.1- Результати вимірювань і обробки дослідних даних

Гус- тина , кг/м3	№ віскозиметра	Стала віскозиметра	Температура вимірювання t, оС	Час витікання рідини, с	Кінема- тична в’яз- кість , сСт	Густина за темпе- ратури , кг/м3	Динамічна в’яз-кість , Па×с

3) Вимірювання в’язкості проводиться за чотирьох різних температур, різниця між якими приблизно 5 ^оС, наприклад, 15, 20, 25 і 30 ^оС.

4) За кожної температури проводиться не менше трьох вимірювань часу витікання рідини із капіляра. Час витікання і температуру, за якої проводились вимірювання, заносять до таблиці 2.1.

5) Визначають середній час витікання рідини за кожної температури.

6) Обчислюють кінематичний коефіцієнт в’язкості рідини

за формулою

(2.9)

де стала віскозиметра;

середній час витікання рідини, с;

прискорення вільного падіння в місцевості вимірювання, см/с².

7) За формулою (2.2) визначають температурну поправку.

8) Обчислюють густину рідини за всіх температур вимірювань.

9) Знаходять динамічну в’язкість нафти за тих самих температур за формулою

. (2.10)

10) Значення і за всіх температур заносять до таблиці 2.1.

2.4.1 Алгоритм отримання емпіричних в’язкісно- температурних залежностей нафти

1) Формула Рейнольдса-Філонова

Обчислюємо коефіцієнт крутизни віскограми

, (2.11)

де - кінематична в’язкість за температур t₁ i t₄ відповідно.

Визначаємо кінематичну в’язкість нафти за температури t₃

. (2.12)

2) Формула Андраде-Панченкова

Обчислюємо абсолютні температури

T₁=273+t₁ , (2.13)

T₄=273+t_{4 ,} (2.14)

T₃=273+t₃, (2.15)

Визначаємо постійні в’язкісно- температурної залежності

(2.16)

. (2.17)

Знаходимо в’язкість за температури t₃

. (2.18)

3) Формула Вальтера

Обчислюємо постійні коефіцієнти

, (2.19)

. (2.20)

Визначаємо в’язкість нафти за температури t₃

, (2.21)

F=10^D, (2.22)

. (2.23)

4) Формула Фогеля-Фульчера-Таммана

Обчислюємо постійні коефіцієнти

, (2.24)

, (2.25)

, (2.26)

. (2.27)

де - кінематична в’язкість рідини за температури t₁,t₂ i t₄ відповідно.

Визначаємо в’язкість нафти за температури t₃

. (2.28)

5) Формула Фролова

Обчислюємо постійні коефіцієнти

, (2.29)

, (2.30)

. (2.31)

Визначаємо в’язкість нафти за температури t₃

. (2.32)

Отримані в’язкісно-температурні залежності і величини в’язкості за температури t₃ заносять до таблиці 2.2.

Таблиця 2.2 - Порівняння точності різних в’язкісно-

температурних залежностей

Формула для визначення в’язкості	Розрахункова залежність	В’язкість , сСт	Похибка ,%
Дослідне значення
Формула Рейнольдса-Філонова
Формула Андраде-Панченкова
Формула Вальтера
Формула Фогеля-Фульчера-Таммана
Формула Фролова

Визначають похибку обчислення в’язкості за кожною із формул

(2.33)

і роблять висновок про точність формул.

Потім будують графіки за дослідними даними та даними, отриманими за формулами (2.12), (2.18), (2.23), (2.28) і (2.32).

2.5 Контрольні запитання

1) Що називають густиною рідини і які одиниці її вимірювання?

2) Що називають в’язкістю рідини і які одиниці її вимірювання?

3) Які існують види в’язкості і яка формула зв’язку між ними?

4) Як впливає зміна температури на густину рідини?

5) Як впливає зміна температури рідини на її в’язкість?

6) Які із в’язкісно-температурних залежностей, розглянутих в лабораторній роботі, є найбільш точними і чому?

7) Яку температуру називають розрахунковою?

8) Якими приладами вимірюється густина і в’язкість?

9) Поясніть принцип вимірювання в’язкості капілярними віскозиметрами.

Рекомендована література: розділи 2.1, 2.2 [1]; 4.1 [2]; 1.1, 1.2, 1.6 [3].

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 3

ДОСЛІДЖЕННЯ РОБОТИ МАГІСТРАЛЬНОГО НАФТОПРОВОДУ ПРИ ІЗОТЕРМІЧНОМУ РЕЖИМІ

Мета роботи

1)Моделювання роботи магістрального нафтопроводу за ізотермічного режиму перекачування.

2) Дослідження гідравлічних опорів трубопроводу.

3) Дослідження меж застосування основних розрахункових формул для гідравлічного розрахунку трубопроводів.

В результаті проведення лабораторного заняття студенти повинні:

- знати зміст технологічного розрахунку магістрального нафтопроводу, основні розрахункові формули для гідравлічного розрахунку трубопроводів;

- уміти виконувати гідравлічний розрахунок магістральних нафтопроводів, проводити розстановку нафтоперекачувальних станцій.

Програма роботи

Лабораторна робота розрахована на 4 години аудиторних занять, протягом яких проводять перекачування рідини по трубопроводу, що є моделлю магістрального нафтопроводу, розраховуються втрати напору на окремих ділянках та у трубопроводі в цілому, будуються лінії гідравлічного нахилу за показами манометрів по трусі трубопроводу та за результатами розрахунків.

3.3 Основні теоретичні положення. Опис лабораторної

Установки

Для визначення втрат напору на тертя при русі рідини в трубопроводі найчастіше використовується формула Дарсі-Вейсбаха

, (3.1)

де - коефіцієнт гідравлічного опору;

- довжина і внутрішній діаметр трубопроводу;

- швидкість руху рідини в трубопроводі,

, (3.2)

- об’ємна витрата.

Коефіцієнт гідравлічного опору залежить від режиму руху рідини і зони гідравлічного тертя (у випадку турбулентного режиму).

Якщо ламінарний режим руху (), то коефіцієнт визначається за формулою Стокса

, (3.3)

де - число Рейнольдса,

, (3.4)

де - кінематична в’язкість рідини.

У випадку турбулентного режиму руху виділяють три зони гідравлічного тертя:

1) зона гідравлічно гладких труб ():

за умови використовують формулу Блазіуса

, (3.5)

за умови можна користуватись формулою Конакова

. (3.6)

2) зона змішаного тертя або перехідна зона (). У цій зоні найчастіше використовується формула Альтшуля

. (3.7)

3) зона гідравлічно шорстких труб або квадратична зона (). Для цієї зони можна застосовувати формулу Шифрінсона

, (3.8)

де - перше і друге перехідне число Рейнольдса відповідно,

, ,

- відносна шорсткість труб, ;

- абсолютна еквівалентна шорсткість труб.

Для гідравлічного розрахунку магістральних нафтопроводів, крім формули Дарсі-Вейсбаха, використовують узагальнену формулу Лейбензона

, (3.9)

де і - коефіцієнти, що залежать від режиму руху рідини.

За ламінарного режиму , для турбулентного режиму в зоні гідравлічно гладких труб , в перехідній зоні , у квадратичній зоні .

Втрати напору на тертя на одиниці довжини трубопроводу називають гідравлічним нахилом

, (3.10)

або

. (3.11)

Втрати напору в місцевих опорах визначають за формулою

, (3.12)

де - коефіцієнт місцевого опору.

Значення для кожного виду місцевих опорів різні і їх визначають експериментально; величини наводяться у спеціальних таблицях. Для ламінарного режиму .

Для розрахунку магістральних нафтопроводів втрати напору в місцевих опорах за формулою (3.12) не визначаються, а приймаються рівними 1 – 2 % від втрат напору на тертя.

Лабораторна установка (рисунок 3.1) представляє собою модель магістрального нафтопроводу з чотирма перекачувальними станціями. На трубопроводі є головний і кінцевий пункти, якими служать дві частини ємності 1, головна (насос №1) і три проміжні станції (насоси № 2, № 3 і № 4).

Під час виконання лабораторної роботи досліджують перекачування рідини по трубопроводу з однією головною станцією (насос №1).

Рисунок 3.1 – Схема установки „Модель магістрального

нафтопроводу”

Трубопровід змонтований із труб з внутрішнім діаметром мм. Для вимірювання тиску на трубопроводі встановлено вісім манометрів з різним діапазоном вимірювання тиску і різних класів точності. Перекачування рідини здійснюється відцентровим електронасосом “Кама-3”.

Площа дзеркала води у лівому відсіці ємності м², а в правому відсіці - м². Обидві половини ємності 1 з’єднані з п’єзометричними трубками, які дозволяють слідкувати за зміною рівня рідини в них. Час перекачування рідини фіксується секундоміром.

Довжини характерних ділянок трубопроводу наведені у таблиці 3.1.

Таблиця 3.1 – Розрахункові довжини ділянок трубопроводу між

манометрами

Ділянка трубопроводу між манометрами	Номер ділянки	Довжина , м
М1 – М2		15,65
М2 – М3		15,70
М4 – М5		32,25
М6 – М7		33,35

Загальна розрахункова довжина трубопроводу М1- М8 м.

На досліджуваній ділянці трубопроводу є місцеві опори, назву і кількість яких наведено у таблиці 3.2.

Таблиця 3.2 – Місцеві опори на трубопроводі

Назва місцевого опору	Коефіцієнт місцевого опору	Кількість, шт.
Кран пробковий	0,90
Вентиль	3,50
Кутник 900	1,20
Муфта	1,50

Для розрахунку трубопроводу на окремих ділянках втрати напору в місцевих опорах слід враховувати для кожної ділянки окремо.

Розподіл місцевих опорів за ділянками наведено в таблиці 3.3.

Таблиця 3.3 – Розподіл місцевих опорів за ділянками

трубопроводу

3.4 Порядок виконання роботи і обробка

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: