Курсовая. Нефть жидкий горючий минерал, который встречается в осадочных породах Земли
Скачать 1.52 Mb.
|
- 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 насосы 1) Основной НМ 2500–230 2)Подпорный НПВ 1250-60 7. 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 Мпа mу– 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 трубопровода 11. 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 итература 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. |