Главная страница
Навигация по странице:

  • Напор η = f

  • практика 7 ПиЭНГС. Исходные данные для технологического расчета мнп


    Скачать 119.59 Kb.
    НазваниеИсходные данные для технологического расчета мнп
    Дата05.10.2020
    Размер119.59 Kb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлапрактика 7 ПиЭНГС.docx
    ТипДокументы
    #141064
    страница3 из 4
    1   2   3   4

    РАСЧЕТ ОСНОВНОГО МАГИСТРАЛЬНОГО НАСОСА


    4.1. В соответствии с заданной пропускной способностью МНП Gг по табл. 4.1 выберите его ориентировочные параметры: наружный диа-метр Dн и допустимое давление Рдоп, определяемое из условий прочно-сти труб и запорной арматуры МНП.











    Таблица 4.1




    Ориентировочные параметры МНП













    Пропускная способ-

    Диаметр

    Допустимое давление




    ность (грузопоток)

    Наружный

    Рдоп,МПа




    Gг,млн т/год

    Dн,мм







    0,7

    – 1,2

    219

    9,8




    1,1

    – 1,8

    273

    8,3




    1,6

    – 2,4

    325

    7,4




    2,2

    – 3,4

    377

    6,4




    3,2

    – 4,4

    426

    6,4




    4,0

    – 9,0

    530

    6,3




    7,0 – 13,0

    630

    6,2




    11,0 - 19,0

    720

    6,1




    15,0

    – 27,0

    820

    6,0




    23,0

    – 50,0

    1020

    5,9




    41,0

    – 78,0

    1220

    5,8





    11


    4.2. Руководствуясь данными табл. 4.2 и выбранными значениями Dни Рдоп,определите расчетную толщину стенки трубопроводаδ(сокруглением до номинальной толщины стенки в большую сторону):

    ([ ] ), (4.1)



    где – коэффициент надѐжности по внутреннему рабочему (допу-стимому) давлению в трубопроводе:


    • 1,15 – для нефте- и нефтепродуктопроводов с условным диаметром 700 – 1200 мм с промежуточными перекачивающими станциями без подключения ѐмкостей;




    • 1,10 – во всех остальных случаях (при работе с подключенной ѐм-костью; для нефтепроводов диаметром менее 700 мм);


    – допустимое давление в трубопроводе, МПа;
    – наружный диаметр трубопровода, мм;

    [ ] – расчѐтное (допустимое) сопротивление стали на разрыв, МПа:

    [ ] , (4.2)




    где рвр – нормативное (предельное) сопротивление металла трубы


    • сварных соединений на разрыв (временное сопротивление на разрыв), МПа (принимается по табл. П1.1 и П1.2 Приложения 1);


    Kу.р.–коэффициент условий работы трубопровода,зависящий согласно
    СНиП 2.05.06 – 85* Магистральные трубопроводы от категории трубо-провода и его участка (принимается студентом самостоятельно, табл. 4.2).























    Таблица 4.2

























    Категория




    В

    I

    II

    III




    IV

    Коэффициент




    0,6

    0,75

    0,75

    0,9




    0,9

    условий работы






















    трубопровода






















    Kу.р.




























    Примечание.





















    для обычной линейной части при Dу  700 мм, Kу.р. = 0,9, а при прокладке по




    территории распространения вечномерзлых грунтов Kу.р. = 0,75;









    для особо ответственных участков (переходы через судоходные реки с Dу




    1000 мм) Kу.р. = 0,6.
















    12


    – коэффициент надѐжности по материалу, учитывающий качество материала труб с учѐтом реальной технологии их изготовления, допус-ков на толщину стенки, степени контроля сварных соединений (прини-мается по табл. П1.1 и П1.2 Приложения 1);
    – коэффициент надѐжности, учитывающий внутреннее давление Р , диаметр трубопровода и его назначение (принимается по табл. 4.3).




















    Таблица 4.3

    Коэффициент надѐжности

    по назначению трубопровода






















    Условный




    Газопроводы







    Нефте- и




    диаметр тру-

    Р5,4

    5,4Р7,4

    7,4Р9,8




    нефтепродукто-




    бопровода

    МПа

    МПа




    МПа




    проводы




    Dу,мм






















    500 и менее

    1

    1




    1




    1




    600 - 1000

    1

    1




    1,05




    1




    1200

    1,05

    1,05




    1,1




    1,05




    1400

    1,05

    1,1




    1,15




    -




    4.3. Определите внутренний диаметр трубопровода

    , мм:













    .




    (4.3)

    4.4. Определите плотность перекачиваемой нефти t при заданной
    температуре в соответствии с РД 153 – 39 – 019 – 37 Методические ука-зания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний РФ, кг/м3:

    ( ), (4.4)
    где – средняя температурная поправка к плотности [кг/(м3∙С)], кото-рая принимается из табл. 4.4.











    Таблица 4.4

    Температурная поправка на плотность нефти













    Плотность ст,

    Температурн.

    Плотность ст,

    Температурн.

    кг/м3

    поправка ,

    кг/м3

    поправка ,




    [кг/(м3∙С)]




    [кг/(м3∙С)]

    630,0 – 699,9

    0,910

    800,0 – 809,9

    0,765

    700,0 – 709,9

    0,897

    810,0 – 819,9

    0,752

    710,0 – 719,0

    0,884

    820,0 – 829,9

    0,738

    720,0 – 729,9

    0,870

    830,0 – 839,9

    0,725

    730,0 – 739,9

    0,857

    840,0 – 849,9

    0,712

    740,0 – 749,9

    0,844

    850,0 – 859,9

    0,699



    13


    Продолжение табл. 4.4


    750,0 – 759,9

    0,831

    860,0 – 869,9

    0,686

    760,0 – 769,9

    0,818

    870,0 – 879,9

    0,673

    770,0 – 779,9

    0,805

    880,0 – 889,9

    0,660

    780,0 – 789,9

    0,792

    890,0 – 899,9

    0,647

    790,0 – 799,9

    0,778










    4.5. Определите расчетный часовой

    (для выбора марки насоса) и

    секундный(для гидравлического расчета) расходы нефти:










    , м3/ч;

    (4.5)













    , м3/с;

    (4.6)


    где – коэффициент, учитывающий возможность перераспределения потоков в процессе эксплуатации нефтепровода:

    • 1,07 – для однотрубных (однониточных) нефтепроводов;




    • 1,05 – для параллельных двухтрубных (двухниточных) нефтепро-водов, образующих единую систему;

    • 1,10 – для нефтепромысловых магистралей.


    В нашем случае полагаем Кп = 1,07 (однониточный нефтепровод).

    Nг–число рабочих дней трубопровода в году,определяется в зависи-мости от диаметра и длины трубопровода (табл. 4.5).
    Таблица 4.5

    Нормативная годовая продолжительность (в сутках) работы МНП


    Протяженность L, км

    Диаметр нефтепровода Dн, мм




    до 820 (включительно)

    свыше 820

    L250

    357

    355

    250L500

    356 (355)

    353 (351)

    500L700

    354 (352)

    351 (349)

    L700

    352 (350)

    349 (345)




    4.6. Рассчитайте скорость перекачки V (м/с) по формуле:




    V

    Qс



    4Qс

    ;

    (4.7)

    Sпрох

    π dвн2














    14



    где

    Sпрох

    и

    – соответственно площадь проходного сечения (в м2) и


    внутренний диаметр (в м) трубопровода; – секундный расход нефти;

     = 3,14.


    4.7. В соответствии с расчѐтной часовой пропускной способностью выберите марку основного магистрального насоса (НМ) (Приложе-
    ние 2) насосных станций так, чтобы значение попало в рабочую об-

    ласть   заводской напорной (или Q- H ) характеристики

    насоса, снятой на воде (tст = 20 С) (поскольку в данном диапазоне за-метного ухудшения к.п.д. не наблюдается, рис. 4.1).
    Здесь , – левая и правая границы рабочей зоны насоса. Границы рабочей области на графике Н = F(Q) вычисляются по


    формулам:







    Qл= 0,8 QВ.опт;

    Qп=1,2 QВ.опт,

    (4.8)


    где Qв опт – подача выбранного типа насоса в оптимальном режиме, т.е.
    при максимальном к.п.д. max (рис. 4.1).
    Общие технические условия на магистральные насосы НМ опреде-ляются ГОСТ 12124 – 87 «Насосы центробежные нефтяные для маги-стральных трубопроводов» [4], который распространяется, как на ос-новные, так и на подпорные насосы. Государственный стандарт охваты-вает 11 типов основных насосов, а с учетом сменных роторов (рабочих колѐс) – 20 типов.
    Насосы в упомянутом ГОСТе расположены в порядке возрастания подачи от 125 до 12 500 м3/ч. Насосом с самой большей подачей являет-ся насос НМ 10000–210, маркировка которого расшифровывается так:
    насос магистральный с номинальной подачей (с основным рабочим колесом) Qо.н = 10 000 м3/ч и номинальным напором Но.н = 210 м.
    На перекачивающих станциях основные магистральные насосы со-единяют последовательно, так чтобы при одной и той же подаче напо-ры, создаваемые насосами суммировались. Это позволяет увеличить напор на выходе станции.



    • Для насосов ряда от НМ 125–550 до НМ 360–460 соединяют по-следовательно, как правило, два насоса при одном резервном.




    • Для насосов с подачей от 500м3/ч и выше соединяют последова-тельно три насоса при одном резервном.


    15


    По конструкции основные насосы, входящие в ГОСТ 12124-87, подразделяются на два типа: секционные многоступенчатые (число ступеней, т.е. рабочих колес, от трѐх до пяти) с колѐсами односторонне-го входа (на подачи от 125 до 710 м3/ч) и спиральные одноступенча-тые с двухсторонним входом жидкости в рабочее колесо (на подачи от 1250 м3/ч и более). Последние имеют сменные колѐса (роторы) на пода-чи 0,5Qо.н; 0,7Qо.н (что обеспечивает экономную работу насосов на пер-вой стадии освоения трубопровода) и 1,25Qо.н, где Qо.н – подача насоса


    • основным колесом при номинальном режиме перекачки (данный ре-жим указывается в самой маркировке насоса – НМ Qо.нНо.н).





    H

    H
    H1


    H2




    , м




    Напор

    η = f(Q)






    Q1=Qл


    H = F(Q)

    Рабочая

    1   2   3   4


    написать администратору сайта