ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 16.03.2024
Просмотров: 64
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
kН принимаются равными соответственно np=1,15 и kН=1.
Определим расчетное сопротивление металла трубы R1 по формуле
(8)
МПа.
Расчетное значение толщины стенки трубопровода по формуле
(9)
P – рабочее давление в трубопроводе, МПа;
np – коэффициент надежности по нагрузке;
R1 – расчетное сопротивление металла трубы, МПа
составляет
мм.
Полученное значение о округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной =8 мм.
Внутренний диаметр нефтепровода D = Dн – 2. (10) равен
D = 820 – 28 =804 мм = 0,804 м.
4. Гидравлический расчет нефтепровода
По формуле
(11) где Qс=Q/3600 – расчетная производительность перекачки, м3/с;
D – внутренний диаметр, м.
вычислим среднюю скорость течения нефти
м/с.
Режим течения нефти характеризуется числом РейнольдсаRe
(12), значение которого составляет
.
По формулам
(14)
где
– относительная шероховатость трубы;
kЭ – эквивалентная (абсолютная) шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния. Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять kЭ=0,2 мм, вычислим значения относительной шероховатости трубы
и переходных чисел Рейнольдса Re1 и Re2 :
;
;
.
Так как Re1<Re<Re2, режим течения нефти является турбулентным в зоне смешанного трения. Коэффициент гидравлического сопротивления определим по формуле Альтшуля (табл. 4)
Таблица - Значения коэффициентов , и m для различных
режимов течения жидкости*
*) – значения коэффициентов m и для области смешанного трения турбулентного режима течения получены А. А. Коршаком.
Потери напора на трение в трубопроводе вычислим по формуле Дарси-Вейсбаха
(15)
где Lр – расчетная длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных точек), м;
– расчетная кинематическая вязкость нефти, м/с2;
– коэффициент гидравлического сопротивления;
, m – коэффициенты обобщенной формулы Лейбензона.
м.
Величина гидравлического уклона магистрали вычисляется из выражения
(16)
Суммарные потери напора в трубопроводе определяются по формуле
H = 1,02h+ z + NЭhост. (17)
где 1,02 – коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;
h – потери напора на трение, м.
z=zК-zН – разность геодезических отметок, м;
NЭ – число эксплуатационных участков (назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400 – 600 км [2]);
hост– остаточный напор в конце эксплуатационного участка, который можно принять равным hост =30…40 м.
Слагаемое h зависит от скорости течения нефти в трубопроводе.
В расчетах принимаем NЭ=2, hост=40 м. Тогда суммарные потери напора составят
H = 1,021580+ 39 + 2 40=1730,6 м.
Необходимое число нефтеперекачивающих станций для условий обеспечения расчетной производительности нефтепровода определим по формуле
(18)
.
Таблица 1 - Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций
Графически совмещенная характеристика нефтепровода и нефтеперекачивающих станций приведена на рис. 1.
Рис.3. Совмещенная характеристика нефтепровода
при циклической перекачке
1 – характеристика нефтеперекачивающих станций до отключения части насосов;
2 – характеристика нефтеперекачивающих станций после отключения части насосов;
3 – характеристика трубопровода
При округлении числа ПС в большую сторону (n=3) рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающих станций (n=3; mM=3; рабочая точка A2) определим значение расхода Q2=3512 м3/ч. Если на каждой НПС отключить по одному насосу (n=3; mM=2), то рабочая точка совмещенной характеристики переместится в положение A1, и нефтепровод будет работать с производительностью Q1=3064 м3/ч.
Параметры циклической перекачки определяются из решения системы уравнений
(19)
где VГ – плановый (годовой) объем перекачки нефти, VГ=24NрQ;
τ1, τ2 – продолжительность работы нефтепровода на первом и втором режимах.
Значения Q1 и Q2 определяются графически из совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающих станций (рис.3).
Решение системы (19) сводится к вычислению времени 1 и 2
.
Так как выполняется условие Q1<Q<Q2, по формуле (19) рассчитаем время работы нефтепровода на режимах, соответствующих расходам Q1 и Q2
ч;
ч.
2.2 Подбор насосно-силового оборудования
2.3 Гидравлический расчет числа перекачивающих станций
и их расстановка на профиле трассы
1000>
(РЕКОМЕНДУЕМОЕ)
Принципиальныетехнологические схемы систем пожаротушения и отдельных их узлов
Рис. 1. Принципиальная схема стационарной системы подслойноготушения пожаров горючих жидкостей в резервуарах (ССПТ)
1- сухотруб ССПТ; 2, 5 - электрозадвижки; 3 - разветвление для подключенияпередвижной пожарной техники; 4 - высоконапорный генератор пены сосмесителем-дозатором и защитным кожухом; 6 - обратный клапан; 7 - обвалование;8 - пенопровод; 9-задвижка; 10 - пенослив; 11 - опоры; 12 - сливной патрубок.
Рис.12. Принципиальная схема тушения пожаров с горючих жидкостей врезервуарах подслойным способом от передвижной пожарной техники.
1 -разветвление для подключения передвижной пожарной техники; 2 - высоко-напорныйгенератор пены со смесителем-дозатором и защитным кожухом; 3, 8 -задвижки; 4 -обратный клапан; 5 - обвалование; 6 - пенопровод; 7 - монтажная вставка; 9-пенослив; 10 - опоры; 11 - сливной патрубок.
Рис. 3. Принципиальная схема подачи пены в резервуар оснащенныйУППС
1 - сухотрубССПТ; 2 - электрозадвижки; 3 - разветвление для подключения передвижнойпожарной техники 4 - высоконапорный генератор пены со смесителем-дозатором изащитным кожухом; 5 - обратный клапан; 6 - обвалование; 7 - пенопровод; 8 -корневая задвижка; 9 - заглушка.
Рис. 4 Принципиальная схемапожарной насосной с подачей пенообразователя (ПО) в напорную линию водяныхнасосов.
1 - насос для подачи ПО; 2 -насос для подачи воды; 3-предохранительный клапан; 4 - емкость для ПО; 5 -линия подачи воды (от водопитателя); 6 - дозировочные шайбы на расходы Q1. и Q2; 7 - регулируемые клапаны нарасходы Q1. и Q2; 8 - обратныйклапан; 9 - задвижкас электроприводом.
Рис.5. Принципиальная схема пожарной насосной с подачей пенообразователя (ПС) вовсасывающую линию водяных насосов.
Определим расчетное сопротивление металла трубы R1 по формуле
(8) МПа.Расчетное значение толщины стенки трубопровода по формуле
(9) P – рабочее давление в трубопроводе, МПа;
np – коэффициент надежности по нагрузке;
R1 – расчетное сопротивление металла трубы, МПа
составляет
мм.Полученное значение о округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной =8 мм.
Внутренний диаметр нефтепровода D = Dн – 2. (10) равен
D = 820 – 28 =804 мм = 0,804 м.
4. Гидравлический расчет нефтепровода
По формуле
(11) где Qс=Q/3600 – расчетная производительность перекачки, м3/с;D – внутренний диаметр, м.
вычислим среднюю скорость течения нефти
м/с.Режим течения нефти характеризуется числом РейнольдсаRe
(12), значение которого составляет .По формулам
(14) где
– относительная шероховатость трубы;kЭ – эквивалентная (абсолютная) шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния. Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять kЭ=0,2 мм, вычислим значения относительной шероховатости трубы
и переходных чисел Рейнольдса Re1 и Re2 :
;
; .Так как Re1<Re<Re2, режим течения нефти является турбулентным в зоне смешанного трения. Коэффициент гидравлического сопротивления определим по формуле Альтшуля (табл. 4)
Таблица - Значения коэффициентов , и m для различных
режимов течения жидкости*
| Режим течения | | m | , с2/м | |
| ламинарный | 64/Re | 1 | 4,15 | |
| турбулент-ный | гидравлически гладкие трубы | 0,3164/Re0,25 | 0,25 | 0,0246 |
| смешанное трение |  | 0,1 |  | |
| квадратичное трение |  | 0 |  | |
*) – значения коэффициентов m и для области смешанного трения турбулентного режима течения получены А. А. Коршаком.
Потери напора на трение в трубопроводе вычислим по формуле Дарси-Вейсбаха
(15)где Lр – расчетная длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных точек), м;
– расчетная кинематическая вязкость нефти, м/с2;
– коэффициент гидравлического сопротивления;
, m – коэффициенты обобщенной формулы Лейбензона.
м. Величина гидравлического уклона магистрали вычисляется из выражения
(16)
Суммарные потери напора в трубопроводе определяются по формуле
H = 1,02h+ z + NЭhост. (17)
где 1,02 – коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;
h – потери напора на трение, м.
z=zК-zН – разность геодезических отметок, м;
NЭ – число эксплуатационных участков (назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400 – 600 км [2]);
hост– остаточный напор в конце эксплуатационного участка, который можно принять равным hост =30…40 м.
Слагаемое h зависит от скорости течения нефти в трубопроводе.
В расчетах принимаем NЭ=2, hост=40 м. Тогда суммарные потери напора составят
H = 1,021580+ 39 + 2 40=1730,6 м.
5. Определение числа перекачивающих станций
Необходимое число нефтеперекачивающих станций для условий обеспечения расчетной производительности нефтепровода определим по формуле
(18) .Таблица 1 - Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций
| Расход Q, м3/ч | Напор насосов | Характеристика трубопровода | Характеристика нефтеперекачивающих станций | ||||
| hМ, м | hП, м | 1) постоянного диаметра | давление | 3) n=3; mМ=3 | 4) n=3; mМ=2 | | |
| 500 | 280,3 | 125,4 | 169,6 | 8,4 | 2773,5 | 1932,6 | |
| 1000 | 273,9 | 123,3 | 289,3 | 8,2 | 2712,4 | 1890,5 | |
| 1500 | 263,45 | 119,8 | 465,3 | 7,9 | 2610,6 | 1820,3 | |
| 2000 | 248,7 | 114,8 | 716,6 | 7,5 | 2468,1 | 1722,0 | |
| 2500 | 229,7 | 108,5 | 1010,8 | 6,9 | 2285,0 | 1595,7 | |
| 3000 | 206,6 | 100,8 | 1357,7 | 6,3 | 2061,1 | 1441,3 | |
| 3500 | 179,2 | 91,8 | 1756,2 | 5,5 | 1796,6 | 1258,8 | |
| 4000 | 147,6 | 81,2 | 2221.16 | 4,6 | 1491,3 | 1048,35 | |
Графически совмещенная характеристика нефтепровода и нефтеперекачивающих станций приведена на рис. 1.
Рис.3. Совмещенная характеристика нефтепровода
при циклической перекачке
1 – характеристика нефтеперекачивающих станций до отключения части насосов;
2 – характеристика нефтеперекачивающих станций после отключения части насосов;
3 – характеристика трубопровода
При округлении числа ПС в большую сторону (n=3) рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающих станций (n=3; mM=3; рабочая точка A2) определим значение расхода Q2=3512 м3/ч. Если на каждой НПС отключить по одному насосу (n=3; mM=2), то рабочая точка совмещенной характеристики переместится в положение A1, и нефтепровод будет работать с производительностью Q1=3064 м3/ч.
Параметры циклической перекачки определяются из решения системы уравнений
(19)где VГ – плановый (годовой) объем перекачки нефти, VГ=24NрQ;
τ1, τ2 – продолжительность работы нефтепровода на первом и втором режимах.
Значения Q1 и Q2 определяются графически из совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающих станций (рис.3).
Решение системы (19) сводится к вычислению времени 1 и 2
.Так как выполняется условие Q1<Q<Q2, по формуле (19) рассчитаем время работы нефтепровода на режимах, соответствующих расходам Q1 и Q2
ч; ч.2.2 Подбор насосно-силового оборудования
2.3 Гидравлический расчет числа перекачивающих станций
и их расстановка на профиле трассы
1000>
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
(РЕКОМЕНДУЕМОЕ)
Принципиальныетехнологические схемы систем пожаротушения и отдельных их узлов
Рис. 1. Принципиальная схема стационарной системы подслойноготушения пожаров горючих жидкостей в резервуарах (ССПТ)
1- сухотруб ССПТ; 2, 5 - электрозадвижки; 3 - разветвление для подключенияпередвижной пожарной техники; 4 - высоконапорный генератор пены сосмесителем-дозатором и защитным кожухом; 6 - обратный клапан; 7 - обвалование;8 - пенопровод; 9-задвижка; 10 - пенослив; 11 - опоры; 12 - сливной патрубок.
Рис.12. Принципиальная схема тушения пожаров с горючих жидкостей врезервуарах подслойным способом от передвижной пожарной техники.
1 -разветвление для подключения передвижной пожарной техники; 2 - высоко-напорныйгенератор пены со смесителем-дозатором и защитным кожухом; 3, 8 -задвижки; 4 -обратный клапан; 5 - обвалование; 6 - пенопровод; 7 - монтажная вставка; 9-пенослив; 10 - опоры; 11 - сливной патрубок.
Рис. 3. Принципиальная схема подачи пены в резервуар оснащенныйУППС
1 - сухотрубССПТ; 2 - электрозадвижки; 3 - разветвление для подключения передвижнойпожарной техники 4 - высоконапорный генератор пены со смесителем-дозатором изащитным кожухом; 5 - обратный клапан; 6 - обвалование; 7 - пенопровод; 8 -корневая задвижка; 9 - заглушка.
Рис. 4 Принципиальная схемапожарной насосной с подачей пенообразователя (ПО) в напорную линию водяныхнасосов.
1 - насос для подачи ПО; 2 -насос для подачи воды; 3-предохранительный клапан; 4 - емкость для ПО; 5 -линия подачи воды (от водопитателя); 6 - дозировочные шайбы на расходы Q1. и Q2; 7 - регулируемые клапаны нарасходы Q1. и Q2; 8 - обратныйклапан; 9 - задвижкас электроприводом.
Рис.5. Принципиальная схема пожарной насосной с подачей пенообразователя (ПС) вовсасывающую линию водяных насосов.