Курсовая. Нефть жидкий горючий минерал, который встречается в осадочных породах Земли
![]()
|
![]() ![]() ![]() ![]() ![]() Где ![]() ![]() ![]() ![]() 3. Значение часовой и секундной пропускной способности трубопровода ![]() Где ![]() ![]() 8400 – заданное время работы трубопровода в году. ![]() ![]() 4. Значение внутреннего диаметра трубопровода ![]() Где W – рекомендуемая скорость перекачки, определяемая из графика W= 1,3 м/с; ![]() ![]() П ![]() ![]() ![]() 5. Для дальнейшего расчета выбираем еще два смежных диаметра, чтобы выполнялось условие ![]() ![]() 7. В соответствии с расчетной пропускной способность трубопровода выбираем основные и подпорные насосы 1) Основной НМ 2500–230 2)Подпорный НПВ 1250-60 7. Значение рабочего давления развиваемое НПС ![]() Где mp– число рабочих магистральных насосов; hм и hn– соответственно напор, м, развиваемый магистральным и подпорным насосами; ![]() Р = ![]() ![]() 8. Находим значение толщины стенки трубы ![]() Где n– коэффициент надежности по нагрузке n =1,15; R1– расчетное сопротивление металла трубы; Р– рабочее давление в трубопроводе; ![]() ![]() Где σв– предел прочности металла трубы σв1 =510 Мпа; σв2 =490 Мпа; σв3 =510 Мпа mу– коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от его категории: для подземных магистральных нефтепродуктопроводов принятом m=0,9; ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() 9. Для каждого трубопровода определяем внутренний диаметр ![]() Где ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() 10. Определяем фактическую скорость перекачки ![]() Г ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() 11. Находим число Рейнольдса ![]() Где ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() Где ![]() ![]() Где К – эквивалент шероховатости. ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() 12. Значение коэффициента гидравлического сопротивления ![]() ![]() ![]() 13. Определение гидравлического уклона ![]() Где i – гидравлический уклон. ![]() ![]() ![]() 1 ![]() ![]() Где 1,02 – коэффициент, учитывающий потери напора в местных сопротивлениях линейной части трубопровода; ![]() ![]() ![]() ![]() Где 1,05-коэффициент развития трассы. ![]() ![]() ![]() 15. Определение числа перекачивающих станций ![]() Где ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() Н ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() 16. Определение длины лупинга ![]() Где iл–гидравлический уклон лупинга; ![]() ![]() ![]() Где ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() Л ![]() 1. А.М. Шаммазов, В.Н. Александров «Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций» Москва. Недра 2003 г. 2. А.А. Коршак, А.М. Нечваль «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов» Снкт–Петербург. Недра 2008 г. 3. П.П. Бородавкин, В.П. Березин «Сооружение магистральных трубопроводов» Москва. Недра, 1977 г. 4. Б.И. Бондаренко «Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа» Недра 1983 г. 5. Л.И. Быков, Ф.М. Мустафин «Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов» Санкт–Петербург. Недра 1978 г. 6. В.И. Харламенко, М.В. Голуб «Эксплуатация насосов магистральных нефтепродуктопроводов» Москва. Недра, 1978 г. 7. П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов «Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепродуктопроводов» Уфа. Дизайн Полиграф Сервис, 2002 г. |