Хусаинов Рассчеты. Государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение

• Название: Государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение
• Дата: 05.04.2019
• Размер: 493.23 Kb.
• Имя файла: Хусаинов Рассчеты .docx
• Тип: Документы; #72729
• страница: 7 из 9

Подпорный насос

8. 
   Определим кинематическую вязкостьнефти
   

_t=_t/_t= 0,159/843,81 = 2,03·10^-4 м²/с = 2,03 Ст,


где

_t _ст е^{ (tп.н tст )} = 155 ·10^-3· 2,7 ^{[0,025·(0,520)]}=158,6·10^-3 Па·с.

9. 
   Рассчитаем критическое значение вязкости перекачиваемой среды_п.
   

2 -4

Re_н  Re_п ^{(38506 < 70198), (}_t^_п^{), следовательно, характеристики} центробежного нагнетателя, построенные на воде, отличаются от характеристик нагнетателя, работающего на более вязкой жидкости, т.е. коэффициенты в уравнении:

пересчитываются.

^Hм в

опт ^hмв

• 
  ^bмв^Qмв
  

2

опт

Критическое значение вязкости нефти _п, выше которого необхо- дим пересчѐт напорной характеристики рассчитывается по формуле:

к

_п nD²

Re_п

= [3000·0,84²]/[70198]=5,025·10^-4 м²/с = 5,025 Ст.

10. 
    Определим коэффициенты пересчета напора К_Н,подачи
    

K_Q ^{и к.п.д. К}_^{насоса с воды на вязкую нефть:}

К_Н=10,1281·lg[70198/38506] = 0,965;

K_Q ^{= 0,9651,5=0,947;}

К_ = 10,37·lg[¹⁴⁸⁸⁸¹/38506] = 0,978,



где

Re ^{0,224105n0,384=0,224·105·138,73,384=148881,}

s

а_1,33 ^n-0,326 = 1,33·138,73^-0,326 = 0,26.

11. 
    Определим аппроксимационные коэффициенты при работе насоса на высоковязкойнефти:
    

^hм

_{ KH  hм в} = 0,965·323,8= 312,46;


^aм

 а<sub>мв

</sub>K_H


K

K_Q

^aмв


K




0,5




H

= 0;


^bм
b_мв ^H Q

^bм в


K




2

H
= [1,44·10^-6]/[0,965²] =1,54·10^-6;



K


2

^c0

^{ K}_ ^{ c}_0в = 0,978·12,9·10^-2 = 12,6·10^-2;


^c1
c

c_1в
 c

• 
  K_K_Q
  

_ K_

= 2,75·10^-4·[0,978/0,947] = 2,84·10^-4;
=  2,69·10^-8·[0,978/0,947²] =  2,93·10^-8.

K

2 2в ₂

Q

^Нм

h_

b_

Q²

= 312,46 1,54·10^-6·5000² = 273,96 м при а_мв =

опт ^опт

0.

12. 
    Определим подачу основного насоса в оптимальном режиме при работе на высоковязкойнефти:
    

Q_{м v опт}  ^{ c}_1в ^/(2c_2в⁾ = [ 2,84·10^-4]/[2·( 2,93·10^-8)] = 4846,4 м³/ч.

13. 
    Определим максимальный к.п.д. основного насоса при работе на высоковязкойнефти:
    

^{м }max

c_0

c_1

• 
  Q_м
  

опт

с_2

2


Q

^мопт

= 12,6·10^-2 + 2,84·10^-

⁴·4846,4  2,93·10^-8·4846,4² =0,814.

14. 
    Напорная характеристика в оптимальномрежиме:
    

^Н

 h_  b_  Q²

= 312,46 (1,54·10^-6·4846,4²) = 276,2 м.

опт ^опт

Таблица 9.1.4

Режим		Подача, м3/с	Напор, м	к.п.д.
Магистральный насос
номинальный		8750	260	0,89
оптимальный воде	на	8130	241,29	0,85
оптимальный нефти	на	8130,08	210,68	0,835
Подпорный насос
номинальный		5000	115	0,85
оптимальный воде	на	5111	50,74	0,83
оптимальный нефти	на	4846,4	276,2	0,814

1. 
   Определение числа насосныхстанций
   

• 
  число Рейнольдса Re , характеризующее режим течения жидкости по трубопроводу:
  

Re 

4Q

πd_вн<sub>t

</sub> 4G

πd_вн_t

4*0.875


=

3,14*

• 
  граничные значения Re : Re_I , Re_II.
  

Примем для расчетов сварные стальные трубы после нескольких лет

эксплуатации (K_э

=0,2)

Так как 2320  Re  25400, то течение нефти происходит в зоне

гидравлически гладких труб и коэффициент гидравлическогосопротивления


потери напора на трение внефтепроводе:

• 
  ^{гидравлический уклон} i^:
  

• 
  полные потери напора в трубопроводе, м: Примем для расчетов =30м.
  

• 
  напор одной насоснойстанции:
  

• 
  число насосных станций:
  

Расстановка насосных станций по трассенефтепровода

округление числа станций в сторону увеличения (= 15)
Действительный напор одной станции:

Действительный напор одного насоса:

Проведем обрезку рабочего колеса насоса:

^Q1 = 8000 м³/ч = 2.22 м³/с; H₁= 263 м.

Q₂ = 8400 м³/ч = 2,52 м³/с; H₂ = 187 м.

2.52

^Qм v опт

8130.08 м³/ч = 2,25 м/с.

Построим график совместной работы нефтепровода и всех НПС. Определим графически рабочую точку системы.
Таблица 9.1.5 Данные для построения графика совместной работы НПС и МНП

Q, м3/ч	Характеристика трубопровода	Характеристика нефтеперекачивающих станций при количестве основных насосов на всех станциях
		41	42	43	44	45
400	7100	32877	33144	33442	33725	34007
600	14418	54831	55144	55396	55679	55961
800	23844	83109	83392	83674	83957	84239
1000	35227	117258	117541	17823	118106	118388
1200	48461	156960	157243	157525	157808	158090
1400	63462	200963	202246	202528	202811	203093

Вывод

Проектная производительность нефтепровода обеспечивается при работе на станциях 45 насосов. Выберем следующую схему включения насосов на насосных станциях: 3–3–3–3–3–3–3– 3–3–3–3–3–3–3–3–2.

Выполним расстановку насосных станций по трассе нефтепровода, с округлением числа станций в большую сторону.



Таблица 9.1.6 Расчетные значения высотных отметок НПС и длин линейных

участков нефтепровода

Нефтеперекачивающая станция	Высотная отметка zi, м	Расстояние от начала нефте- провода, км	Длина линей- ного участка li, км
ГНПС-1	50,0	0	80,0
НПС-2	175,0	80,0	85,0
НПС-3	250,0	165,0	90,0
НПС-4	287,5	255,0	95,0
НПС-5	300,0	350,0	75,0
НПС-6	425,0	425,0	75,0
НПС-7	587,5	500,0	100,0
НПС-8	600,0	600	80,0
НПС-9	712,5	680	75,0
НПС-10	837,5	755,0	85,0
НПС-11	887,5	840,0	60,0
КП	950,0	900	-