и внутренний диаметр нефтепровода .
(47)
где – то же, что и в формуле (20);

– эквивалентная шероховатость.

Условия существования зон трения таковы:

- гидравлически гладких труб: при этом коэффициент гидравлического сопротивления
(48)
где – то же, что и в формуле (44).

- смешанного трения: при этом коэффициент гидравлического сопротивления

По Альтшулю
(49)
где – то же, что и в формуле (44);

– то же, что и в формуле (47).

По Исаеву

(50)
где – то же, что и в формуле (44);

– то же, что и в формуле (47).

- квадратичного трения: при этом коэффициент гидравлического сопротивления

По Шифринсону
, (51)
где – то же, что и в формуле (47).

По Никурадзе
, (52)
где – то же, что и в формуле (47).

В случае ламинарного течения коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Стокса
(53)
где – то же, что и в формуле (44).

Поскольку мы имеем сварные стальные новые трубы, то эквивалентная шероховатость труб составляет

---

. В этом случае относительная шероховатость труб равна

Теперь необходимо определить, в какой зоне трения течет жидкость. Определим граничные значения

Подставив значения в формулу (45), получаем

Подставив значения в формулу (44), получаем
.
Видно, что выполняется условие так как то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб.

Подставив значения в формулу (48), получаем

Гидравлический уклон в нефтепроводе определяем по формуле
(54)
где – то же, что и в формуле (53);

– то же, что и в формуле (20);

– то же, что и в формуле (43);

– то же, что и в формуле (8);

Подставив значения в формулу (54), получаем

В соответствии с нормами проектирования магистральные нефтепроводы протяженностью более 600 км делятся на эксплуатационные участки, длиной от 400 до 600 км. Соответственно их число составляет:
(55)
где – длина трубопровода.

В моем случае , поэтому

На станциях, расположенных на границе эксплуатационных участков, вместимость резервуарного парка должна составлять 0,3…0,5 суточной пропускной способности трубопровода.

Следовательно, конечный напор , необходимый для закачки нефти в резервуары, будет использован раз.

Конечный напор обычно принимают

---

Полные потери напора в трубопроводе будут равны
(56)
где – то же, что и в формуле (55);

– конечный напор, м;

– то же, что и в формуле (54);

– то же, что и в формуле (55);

– разность геодезических отметок конца и начала , трубопровода:
(57)
где – начальная геодезическая отметка, ;

– конечная геодезическая отметка, ;

Подставив значения в формулу (57), получаем

Подставив значения в формулу (56), получаем

Станции, расположенные на границах эксплуатационных участков, являются как бы головными для своих участков. Поэтому на них устанавливаются подпорные насосы, развивающие суммарный напор . Следовательно, суммарный напор, развиваемый насосными станциями нефтепровода, складывается из напора, развиваемого всеми подпорными насосами «головных» насосных станций и суммарного напора станций
(58)
где – то же, что и в формуле (66);

– напор подпорного насоса, м;

– расчетный напор одной станции, м
(59)
где

---

– число работающих магистральных насосов нефтеперекачивающей станции;

– напор магистрального насоса.

Подставив значения в формулу (59), получаем


В магистральном трубопроводе устанавливается такой расход Q, при котором суммарный развиваемый напор равен полным потерям напора в трубопроводе.

Соответственно, уравнение баланса напоров имеет вид
(60)
Из формулы следует, что расчетное число насосных станций равно
(61)
где – то же, что и в формуле (55);

– то же, что и в формуле (60);

– то же, что и в формуле (55);

– то же что и в формуле (56);

– то же, что и в формуле (54);

– то же, что и в формуле (55);

– то же что и в формуле (57);

– то же, что и в формуле (59);

– то же, что и в формуле (56).

Подставив значения в формулу (61), получаем


Расчетное число насосных станций, может быть округлено как в сторону большего, так и в сторону меньшего числа станций, если заказчика устраивает, что фактическая производительность нефтепровода отличается от проектной, то принимается соответствующий вариант. При округлении числа станций в большую сторону требуемая производительность трубопровода достигается при его работе на переменных режимах.

В таблице 7 представлены результаты расчёта общих потерь напора и потерь напора на трение.
Таблица 7 – Результаты расчёта общих потерь напора и потерь напора на трение

---

Показатель	Значение
, (42)	1,216
(43)	1,552
(44)	73480
(45)	133300
(46)	6666667
(47)	7,5∙10-5
(51)	0,0192
(54)	0,0023
(55)	1
	30
(56)	1428
(57)	-10
(59)	522
(61)	2,493

7 Определение фактической производительности при округлении количества НПС в большую сторону

Построим совмещенную характеристику нефтепровода и нефтеперекачивающих станций. Для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода постоянного диаметра в диапазоне расходов от 500 до 5000 м³/ч. Результаты вычислений представлены в таблице 8.

Характеристика трубопровода определяется по формуле
(62)
где – коэффициент Лейбензона для турбулентного режима течения

---

Смотрите также файлы

• Введение с. 3.docx

• Занятие 3 Обучающийся Бородина Кристина Эдуардовна Преподаватель Черемных Полина Антоновна.doc

• Цель изучение развития представлений о количестве и числе у детей дошкольного возраста.docx

• Правовая культура.docx

• Олимпиад а по математике для 4х классов 20192020 учебный год. Реши задачу.docx