Студопедия
Случайная страница | ТОМ-1 | ТОМ-2 | ТОМ-3
АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатика
ИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханика
ОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторика
СоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансы
ХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника

Методика расчета

Читайте также:
  1. II. Порядок расчета платы за коммунальные услуги
  2. II. СПОСОБЫ РАСЧЕТА ТОЧКИ ОТДЕЛЕНИЯ ПАРАШЮТИСТОВ ОТ ВОЗДУШНОГО СУДНА.
  3. VI. Порядок расчета и внесения платы за коммунальные услуги
  4. VI. ПРИМЕРНАЯ МЕТОДИКА ОБУЧЕНИЯ УПРАЖНЕНИЯМ КУРСА СТРЕЛЬБ
  5. Алгоритм расчета передачи
  6. Аналитический метод расчета
  7. Возможность расчета остаточных термических напряжений.

1) Определяем плотность нефти при расчетной температуре

(1)

где x– температурная поправка, кг/(м3∙К);

x=1,825 – 0,001315×r293

2) Определяем коэффициент кинематической вязкости при расчетной температуре

(2)

где n – коэффициент кинематической вязкости при расчетной температуре, мм2/с;

Аn и Вn – постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости n1 и n2 (n273 и n293) при двух температурах Т1 и Т2273 и Т293);

 

 

3) Определяем расчетную часовую производительность нефтепрово­да

(3)

где Nр – расчетное число рабочих дней в году;

Nр = 350 суток.

 

4) В соответствии с расчетной часовой производительностью по таблицам 2 и 3 выбираем подпорный и магистральный насосы.

Характеристики насосов представлены на рисунках П.1 – П.22 приложения.

 

 

Таблица 2 – Основные параметры подпорных насосов серии НПВ

 

 

Марка насоса Диапазон изменения подачи насоса, м3 Номинальные параметры
Подача, м3 Напор, м Допус­тимый кавита-ционный запас, м к. п. д. %,
НПВ 150-60 90- 175     3,0  
НПВ 300-60 120-330     4,0  
НПВ 600-60 300-700     4,0  
НПВ 1250-60 620-1550     2,2  
НПВ 2500-80 1350-3000     3,2  
НПВ 3600-90 1800-4300     4,8  
НПВ 5000-120 2700-6000     5,0  

 

Таблица 3 - Основные параметры магистральных насосов серии НМ

    Марка насоса     Ротор Диапазон изменения подачи насоса, м3/ч     Номинальные параметры
Подача, м3 Напор, м Допус­тимый кавита-ционный запас, м к. п. д., %
             
НМ 125-550 1,0·Qн 90-155        
НМ180-500 1,0·Qн 135-220        
НМ 250-475 1,0·Qн 200-330        
НМ 360-460 1,0·Qн 225-370     4,5  
НМ 500-300 1,0·Qн 350-550     4,5  
НМ 710-280 1,0·Qн 450 - 800        
НМ 1250-260     0,7·Qн 650-1150        
1,0·Qн 820-1320      
1,25·Qн 1100-1800      
НМ 2500-230 0,5·Qн 900-2100        
0,7·Qн 1300-2500      
1,0·Qн 1700-2900      
1,25·Qн 2400-3300      
    НМ 3600-230   0,5·Qн 1300-2600        
0,7·Qн 1600-2900      
1,0·Qн 2700-3900      
1,25·Qн 3600-5000      
НМ 7000-210 0,5·Qн 2600 - 4800        
0,7·Qн 3500-5400      
НМ 7000-210   1,0·Qн 4500-8000        
1,25·Qн 7000-9500      
НМ 10000-210   0,5·Qн 4000-6500        
0,7·Qн 5500-8000      
1,0·Qн 8000-11000      
1,25·Qн 10000-13000      

 

 

5) По характеристикам насосов определяем напоры, создаваемые насосами при часовой производительности Qч:

- hм (для магистрального насоса);

- hп (для подпорного насоса).

6) По напорным характеристикам насосов вычисляется рабочее давление

(4)

где g – ускорение свободного падения; g=9,81м/с2;

mм – число последовательно работающих магистральных насосов;

принимаем mм = 3.

Если условие (4) не выполняется, то следует изменить диаметр рабочего колеса.

7) Определяем ориентировочное значение внутреннего диаметра трубопровода

(5)

 
 

где wo – рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки, определяемая из графика (рисунок 1).

Рисунок 1 - Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от плановой производительности нефтепровода.

По значению Do принимается ближайший стандартный наружный диаметр Dн (таблица 4).

 

Таблица 4 – Характеристика стальных труб для нефтепрововов

 

8) Для принятого стандартного диаметра вычисляем толщину стенки трубопровода

(6)

где n – коэффициент надежности по нагрузке, зависит от характера нагрузки и способа прокладки трубопровода, определяется по СНИП 2.05.06 – 85*. Для нефтепроводов диаметром 700 – 1200 мм с промежуточными нефтеперекачиваю-щими станциями без подключения емкостей (работа трубопровода “из насоса в насос”) n = 1,15; Для нефтепроводов диаметром менее 700 мм n = 1,10;

R1 – расчетное сопротивление металла трубы, МПа

, (7)

R1н – нормативное сопротивление растяжению (сжатию), равное временному сопротивлению стали на разрыв, МПа [R1н = sв (таблица 4)];

mу – коэффициент условий работы трубопровода; зависит от категории трубопровода (таблицы 5,6);

 

Таблица 5 – Категория магистрального трубопровода

Назначение трубопровода Категория трубопровода при подземной прокладке
Для транспортировки нефти: - диаметром менее 700 мм - диаметром 700 мм и более - в северной строительно-климатической зоне  

 

Таблица 6 – Значения коэффициента условий работы трубопровода

Категория трубопровода my
  0,90
  0,90

 

k1 – коэффициент надежности по материалу, принимаем по таблице 4;

kн – коэффициент надежности по назначению, принимаем по таблице 7;

 

 

Таблица 7 – Значения коэффициента надежности по назначению трубопровода

Условный диаметр трубопровода, мм κн
500 и менее 1,00
600 – 1000 1,00
  1,05

 

Вычисленное значение толщины стенки трубопровода dо округляется в большую сторону до стандартной величины d из рассматриваемого сортамента труб

(таблица 4).

 

 

9) Определяем внутренний диаметр трубопровода

D = Dн – 2d. (8)

10) Определяем скорость течения нефти (м/с)

.

11) Определяем параметр Рейнольдса

(9)

12) Определяем переходные числа Рейнольдса

(10)

где – относительная шероховатость трубы;

Кэ – эквивалентная шероховатость стенки трубы. Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять Кэ = 0,2мм.

 

 

13) Определяем режим течения нефти

Re < 2320 – ламинарный режим;

2320 < Re < Re1 – турбулентный режим (зона гидравлически гладких труб);

Re1 < Re < Re2 – турбулентный режим (зона смешанного трения);

Re > Re2 – турбулентный режим (зона квадратичного или шероховатого трения).

14) В соответствии с формулой (таблица 8) определяем коэффициент гидравлического сопротивления λ

Таблица 8 – Значения коэффициента λ для различных режимов течения жидкости

Режим течения l
ламинарный 64/Re
  тур­бу­лент-ный гидравлически гладкие трубы   0,3164/Re0,25
смешанное трение
квадратичное трение

 

15) Определяем потери напора на трение

, (11)

16) Определяем число эксплуатационных участков

, (12)

Полученное значение Nэ округляем до целого числа.

17) Определяем суммарные потери напора в трубопроводе

H = 1,02ht + Dz + NЭ× hост, (13)

где 1,02 – коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;

Dz – разность геодезических отметок, м;

Dz = zК – zН , (14)

hост – остаточный напор в конце эксплуатационного участка; hост = 30 – 40 м.

18) Определяем необходимое число перекачивающих станций

, (15)

 

19) Округлим полученное значение n0 в меньшую сторону и определим необходимую длину лупинга

, (16)

где Нст – напор, развиваемый станцией;

, (17)

i – гидравлический уклон магистрали;

, (18)

ω – поправка, учитывающая изменение гидравлического уклона на участке трубопровода с лупингом;

, (19)

где Dл – диаметр лупинга

При D = Dл

m – коэффициент, зависящий от режима течения жидкости (таблица 9).

Таблица 10 – Значения коэффициента m для различных режимов течения жидкости

 

Режим течения m
ламинарный  
  тур­-бу­лент­ный гидравлически гладкие трубы   0,25
смешанное трение   0,1
квадратичное трение  

20) Строим совмещенную характеристику нефтепровода при округлении числа перекачивающих станции в меньшую сторону (рисунок 2)

 

1- характеристика трубопровода постоянного диаметра;

2- характеристика трубопровода с лупингом;

3- характеристика нефтеперекачивающих станций (n < n0)

 

Рисунок 2 – Совмещенная характеристика нефтепровода и нефтеперекачивающих станций при округлении НПС в меньшую сторону

21) Округляем полученное значение перекачивающих станций n0 (п.18) в большую сторону и определяем параметры циклической перекачки

 

Строим совмещенную характеристику нефтепровода при циклической перекачке (рисунок 3)

 

1 – характеристика перекачивающих станций после отключения части насосов (mм=2);

2 – характеристика перекачивающих станций до отключения части насосов;

3 – характеристика трубопровода

 

Рисунок 3 – Совмещенная характеристика нефтепровода и нефтеперекачивающих станций при циклической перекачке

 

22) Определяем параметры циклической перекачки. Значения расходов Q1 и Q2 определяются по совмещенной характеристике нефтепровода и нефтеперекачива-ющих станций (рисунок 3). Продолжительность работы нефтепровода на первом и втором режимах определяются по формулам

(20)

.


Дата добавления: 2015-07-08; просмотров: 260 | Нарушение авторских прав


<== предыдущая страница | следующая страница ==>
ЗАКЛЮЧЕНИЕ| Приложение

mybiblioteka.su - 2015-2024 год. (0.019 сек.)