Файл: Нефть жидкий горючий минерал, который встречается в осадочных породах Земли.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 12.01.2024
Просмотров: 5538
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
- расчетная температура; - температура нефти при . (4)Где заданные кинематические вязкости при заданных температурах . 3. Значение часовой и секундной пропускной способности трубопровода (5)Где - массовый годовой план перекачки; – плотность продукта;8400 – заданное время работы трубопровода в году. (6)4. Значение внутреннего диаметра трубопровода (7)Где W – рекомендуемая скорость перекачки, определяемая из графика W= 1,3 м/с; - секундная пропускная способность трубопровода.П о расчетному значению принимается ближайшее в большую сторону значение наружного диаметра трубы 5. Для дальнейшего расчета выбираем еще два смежных диаметра, чтобы выполнялось условие (8)
7. В соответствии с расчетной пропускной способность трубопровода выбираем основные и подпорные насосы1) Основной НМ 2500–2302)Подпорный НПВ 1250-607. Значение рабочего давления развиваемое НПС (9)Где mp– число рабочих магистральных насосов;hм и hn– соответственно напор, м, развиваемый магистральным и подпорным насосами; – допустимое давление нефтеперекачивающей станции.Р = (8. Находим значение толщины стенки трубы (10)Где n– коэффициент надежности по нагрузке n =1,15;R1– расчетное сопротивление металла трубы;Р– рабочее давление в трубопроводе; - наружный диаметр трубопровода. (11)Где σв– предел прочности металла трубы σв1 =510 Мпа; σв2 =490 Мпа; σв3 =510 Мпаmу– коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от его категории: для подземных магистральных нефтепродуктопроводов принятом m=0,9; - коэффициент надежности по материалу ; ; ; - коэффициент надежности по назначению трубопровода; ;
9. Для каждого трубопровода определяем внутренний диаметр (11)Где - толщина стенки принимаемая по сортаменту; - диаметр наружный.10. Определяем фактическую скорость перекачки (12)Г де - часовая пропускная способность трубопровода; - внутренний диаметр трубопровода11. Находим число Рейнольдса (13)Где - Фактическая скорость перекачки; - внутренний диаметр трубопровода; - кинематическая вязкость (14)Где - относительная шероховатость труб.
15. Определение числа перекачивающих станций (21)Где – напор станции; - чисто эксплуатационных участков ; - значительный напор (до 115 м); - остаточный напор (20 40 м);Н - полная потеря в трубопроводе. (22)16. Определение длины лупинга (23)Где iл–гидравлический уклон лупинга; - число станций; – напор станции. (24)Где .Л итература1. А.М. Шаммазов, В.Н. Александров «Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций» Москва. Недра 2003 г.
7. В соответствии с расчетной пропускной способность трубопровода выбираем основные и подпорные насосы1) Основной НМ 2500–2302)Подпорный НПВ 1250-607. Значение рабочего давления развиваемое НПС (9)Где mp– число рабочих магистральных насосов;hм и hn– соответственно напор, м, развиваемый магистральным и подпорным насосами; – допустимое давление нефтеперекачивающей станции.Р = (8. Находим значение толщины стенки трубы (10)Где n– коэффициент надежности по нагрузке n =1,15;R1– расчетное сопротивление металла трубы;Р– рабочее давление в трубопроводе; - наружный диаметр трубопровода. (11)Где σв– предел прочности металла трубы σв1 =510 Мпа; σв2 =490 Мпа; σв3 =510 Мпаmу– коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от его категории: для подземных магистральных нефтепродуктопроводов принятом m=0,9; - коэффициент надежности по материалу ; ; ; - коэффициент надежности по назначению трубопровода; ;
9. Для каждого трубопровода определяем внутренний диаметр (11)Где - толщина стенки принимаемая по сортаменту; - диаметр наружный.10. Определяем фактическую скорость перекачки (12)Г де - часовая пропускная способность трубопровода; - внутренний диаметр трубопровода11. Находим число Рейнольдса (13)Где - Фактическая скорость перекачки; - внутренний диаметр трубопровода; - кинематическая вязкость (14)Где - относительная шероховатость труб.
(15)
Где К – эквивалент шероховатости.
режим течения турбулентный зона гидравлического гладкого трения
(16)
12. Значение коэффициента гидравлического сопротивления 
13. Определение гидравлического уклона
(17)
Где i – гидравлический уклон.
1
4. Определение полной потери для каждого варианта
(18)
Где 1,02 – коэффициент, учитывающий потери напора в местных сопротивлениях линейной части трубопровода;
- расчетная длина трубопровода;
- высотная отметка начала трубопровода;
- высотная отметка конца трубопровода.
(19)
Где 1,05-коэффициент развития трассы.
15. Определение числа перекачивающих станций (21)Где – напор станции; - чисто эксплуатационных участков ; - значительный напор (до 115 м); - остаточный напор (20 40 м);Н - полная потеря в трубопроводе. (22)16. Определение длины лупинга (23)Где iл–гидравлический уклон лупинга; - число станций; – напор станции. (24)Где .Л итература1. А.М. Шаммазов, В.Н. Александров «Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций» Москва. Недра 2003 г.