По графику рисунок 3.5.1 находим =22.

Определяем критическое усилие для криволинейных участков трубопровода по формулам (3.5.23), (3.5.24)



Из двух значений выбираем наименьшее и проверяем условие (3.5.10)

Условие устойчивости криволинейных участков не выполнено. Поэтому необходимо увеличить минимальный радиус упруго изгиба

Откуда

4. Определение числа нефтеперекачивающих станций (НПС)
Определяем секундный расход нефти и ее среднюю скорость по формулам (3.6.1) и (3.6.2)
=1,57 м3/с;


Определяем режим течения

Так как Re>2300 режим течения жидкости турбулентный.

Определяем относительную шероховатость труб при =0,05 мм (таблица 3.6.2) и первое переходное число Ренольдса по формуле (3.6.6)



Так как Re< Re1, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб, поэтому коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле из таблицы (3.6.1)

Определяем гидравлический уклон в нефтепроводе по формуле (3.6.7)

Определяем полные потери в трубопроводе (3.6.8), приняв Нкп = 40 м. Так как L>600 м, то число эксплуатационных участков определяем по формуле (3.6.9)

---

Определяем расчетный напор одной станции по формуле (3.6.11)
м.
Расчетное число насосных станций определяем по формуле (3.6.13)

Если округлить число НПС в меньшую сторону (10 станции), то гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой лупинга. Приняв диаметр лупинга равным диаметру основного трубопровода, найдем значение и длину лупинга по формулам (3.6.15) и (3.6.14)

м.
5. Построение совмещенной характеристики магистрального нефтепровода и перекачивающих станций.

Построим совмещенную характеристику нефтепровода постоянного диаметра и нефтепровода, оборудованного с лупингом и нефтеперекачивающих станций. Результаты вычислений представлены в таблице 1. для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода в диапазоне от 4800 до 6000 с шагом 200 .
Таблица 1 – Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций.

Расход Q,	Напор насосов			Характеристика трубопровода			Характеристика нефтеперекачивающих станций
	Hм, м	Нп, м	с пост. диам.		с лупин- гом	20		27	28	29	30
4800	163,157	97,66	3169,865		2983,085	3458,47		4600,57	4763,73	4926,89	5090,048
5000	157,65	95,7	3399,068		3198,456	3344,4		4447,95	4605,6	4763,25	4920,9
5200	151,917	93,66	3635,252		3420,387	3225,67		4289,09	4441,01	4592,93	4744,848
5400	145,960	91,54	3878,350		3648,815	3102,28		4124,01	4269,97	4415,93	4561,892
5600	139,778	89,34	4128,296		3883,677	2974,24		3952,69	4092,47	4232,25	4372,032
5800	133,371	87,06	4385,028		4124,917	2841,55		3775,15	3908,52	4041,89	4175,268
6000	126,74	84,7	4648,487		4372,477	2704,2		3591,38	3718,12	3844,86	3971,6

---

График совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающей станции показан в приложении 1.

Точка пересечения характеристики нефтепровода с лупингом и нефтеперекачивающих станций (n=9) подтверждает правильность определения длины лупинга, так как Qм=Q=5660

---

.

При округлении числа НПС в большую сторону рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающей станции при n=10, m=3 рабочая точка переместиться в точку М2, а расход соответствует Q2=5708 . Если на каждой НПС отключить по одному насосу n=10, m=2, то рабочая точка переместиться в точку М1, а нефтепровод будет работать с производительностью Q1=4965 .

Так как выполняется условие Q1



6. Расстановка станций по трассе магистрального нефтепровода
Рассмотрим расстановку станций на местности исходя из максимальной производительности нефтепровода при n=10 и Q2=5708 . Количество НПС на первом эксплуатационном участке примем равным 5 и на втором – 5.

Гидравлический уклон при максимальной производительности составляет i=0,00457.

Напоры развиваемые подпорными и магистральными насосами при максимальной подаче Q2 равны
,


Расчетный напор станции составит:
м.
Построим гидравлический треугольник. За горизонтальный катет примем отрезок ab, равный l=100 км, который отложим в масштабе длин. Вертикальный катет ac равен м и отложим его в масштабе высот. Гипотенуза треугольника bc и есть положение линии гидравлического уклона в принятых масштабах построений.

Результаты расстановки станций приведены в таблице 2.
Таблица 2 – расчетные значения высотных отметок НПС и длин линейных участков нефтепровода.

Нефтеперекачивающая станция	Высотная отметка zi, м	Расстояние от начала нефтепровода, км	Длина линейного участка li, км
ГНПС-1	195,94	0	90
НПС-2	194,20	90	89
НПС-3	192,90	179	88
НПС-4	192,74	267	87,5
НПС-5	193,51	354,5	98
НПС-6	194,23	452,5	86,5
НПС-7	194,33	539	87,5
НПС-8	194,29	626,5	90
НПС-9	194,33	716,5	89,5
НПС-10	193,9	806	94
КП	190,65	900	-

---

7. Расчет эксплуатационных режимов магистрального нефтепровода
Графический метод

Рассмотрим режимы работы магистрального нефтепровода на первом эксплуатационном участке протяженностью 452,5 км.

Построим суммарную совмещенную характеристику линейных участков нефтепровода и НПС. Задаваясь расходами от 1000 до 6000 , определяем режимы течения нефти и рассчитываем потери напора на отдельных двух участках нефтепровода.

Найдем напоры подпорного и магистральных насосов. Результаты расчетов приведены в таблице 3.
Таблица 3 – Результаты гидравлического расчета участков нефтепровода и напорных характеристик насосов.

Расход Q, м³/ч		1000	2000	3000	4000	5000	6000
Скорость течения v, м/с		0,35	0,71	1,06	1,41	1,77	2,12
Число Ренольдса Re		7403,215	14806,43	22209,64	29612,86	37016,07	44419,29
Коэффициент гидравлического сопротивления		0,0341	0,0287	0,0259	0,0241	0,0228	0,0218
Гидравлический уклон		0,00022	0,00073	0,00148	0,00245	0,00362	0,00498
Напор магистрального насоса, Нмн, м		225,1	216,7	202,6	182,9	157,7	126,7
Напор подпорного насоса, Нпн, м		119,7	116,7	111,7	104,7	95,7	84,7
Потери напора на участке Н, м	1-участок	18,1	65,1	134,2	223,2	330,7	455,6
	2-участок	38,25	131,72	269,15	446,13	659,88	908,37
	3 участок	58,83009	198,258	403,245	667,237	986,066	1356,727
	4 участок	79,09205	264,213	536,377	886,883	1310,198	1802,330
	5 участок	140,6938	376,991	724,393	1171,795	1712,134	2340,314
Напор развиваемый насосами, Н=Нпн+ kмнHмн	Kмн=0	119,7	116,7	111,7	104,7	95,7	84,7
	kмн=1	344,8	333,4	314,3	287,6	253,4	211,4
	kмн=2	569,9	550,0	516,9	470,6	411,0	338,2
	kмн=3	795,0	766,7	719,5	653,5	568,7	464,9
	kмн=4	1020,1	983,3	922,1	836,5	726,3	591,7
	kмн=5	1245,2	1200,0	1124,8	1019,4	884,0	718,4
	kмн=6	1470,2	1416,7	1327,4	1202,3	1041,6	845,1
	kмн=7	1695,33	1633,32	1529,97	1385,28	1199,25	971,88
	kмн=8	1920,42	1849,98	1732,58	1568,22	1356,9	1098,62
	kмн=9	2145,51	2066,64	1935,19	1751,16	1514,55	1225,36
	kмн=10	2370,6	2283,3	2137,8	1934,1	1672,2	1352,1
	kмн=11	2595,69	2499,96	2340,41	2117,04	1829,85	1478,84
	kмн=12	2820,78	2716,62	2543,02	2299,98	1987,5	1605,58
	kмн=13	3045,87	2933,28	2745,63	2482,92	2145,15	1732,32
	kмн=14	3270,96	3149,94	2948,24	2665,86	2302,8	1859,06
	kмн=15	3496,05	3366,6	3150,85	2848,8	2460,45	1985,8

---

Смотрите также файлы

• Проект инфокоммуникационной инфраструктуры предприятия.doc

• Фонд оценочных средств для проведения текущего контроля успеваемости и промежуточной аттестации.docx

• Вид работы Курсовая работа Название дисциплины Конституционное право Тема Формы правления и государственные режимы Фамилия студента Кораблёв.doc

• Содержание Нормативноправовая структура icao основные приложения icao список источников Нормативноправовая структура icao.docx

• 8. Моделирование и оптимизация фондового портфеля Доходность и риск фондового портфеля Портфель.docx