![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
От производительности трубопровода
По значению D0 принимается ближайший стандартный наружный диаметр Dн, значение которого можно определить по таблице 1. Таблица 1 Параметры магистрального трубопровода [1]
Исходя из расчетной часовой производительности нефтепровода, подбирается основное оборудование перекачивающей станции (подпорные и магистральные насосы). Основные характеристики насосов приведены в таблицах 2 и 3. По напорным характеристикам насосов [2] вычисляется рабочее давление (МПа): р = ρ . g . · (hп + mм . hм) ≤ рдоп , (7) где g – ускорение свободного падения, м/с2; hп, hм – соответственно напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами при расчетной производительности нефтепровода, м; mм – количество работающих магистральных насосов на НПС; рдоп – допустимое давление НПС из условия прочности корпуса насоса или допустимого давления запорной арматуры, МПа. Для ряда насосов от НМ 125-550 до НМ 360-460 включительно предполагается последовательное соединение трех насосов по схеме: два работающих плюс один резервный. Насосы с номинальной подачей от 500 м3/ч и более соединяются последовательно по схеме – три работающих плюс один резервный. Таблица 2 Основные параметры магистральных насосов серии НМ [2]
Таблица 3 Основные параметры подпорных насосов серии НПВ [2]
Напорная характеристика центробежных насосов магистральных нефтепроводов (зависимость напора Н от производительности Q) имеет вид полого падающей кривой. Рабочая область этой характеристики достаточно хорошо аппроксимируется выражениями, в зависимости от требуемой степени точности [3]: Н = a – b . Q2 (8) или Н = aо + a1 . Q + a2 . Q2, (9) где a, b, ao, a1, a2 – постоянные коэффициенты. Значения коэффициентов приведены в приложениях Б и В. Расчетный напор НПС принимается равным Нст = mм . hм. Если условие (7) не выполняется, то рабочее давление принимается равным рдоп, а расчетный напор НПС равным
Напор перекачивающей станции может быть снижен применением уменьшенных по наружному диаметру рабочих колес магистральных насосов либо сменных роторов на пониженную подачу. Уменьшение расчетного напора в необходимых случаях может быть достигнуто также обточкой рабочих колес по наружному диаметру. При этом коэффициент обточки, равный отношению уменьшенного D2У и заводского D2 наружных диаметров рабочего колеса насоса, определяется по формуле
где h*м – требуемый напор, развиваемый магистральным насосом после обточки рабочего колеса; aм, bм – коэффициенты уравнения (8) напорной характеристики магистрального насоса с соответствующим рабочим колесом диаметра D2, приведенные в приложении Б. Для принятого стандартного диаметра Dн вычисляется толщина стенки трубопровода
где р – рабочее давление в трубопроводе, МПа; nр – коэффициент надежности по нагрузке (nр=1, 15); R1-расчетное сопротивление металла трубы, МПа, равное
где R1н – нормативное сопротивление растяжению (сжатию), равное временному сопротивлению стали на разрыв, МПа (R1н = σ в); m – коэффициент условий работы (для подземных трубопроводов m = 0, 9); к1 – коэффициент надежности по материалу (приложение А); кн – коэффициент надежности по назначению (для трубопроводов D≤ 1020 мм кн = 1, 0, для трубопроводов D> 1020 мм кн=1, 05). Вычисленное значение толщины стенки трубопровода δ округляется в большую сторону до стандартной величины δ н из рассматриваемого сортамента труб (приложение А). Внутренний диаметр трубопровода определяется по формуле Dвн = Dн - 2δ н (14) Гидравлический расчет трубопровода выполняется для найденного значения внутреннего диаметра Dвн. Результатом гидравлического расчета является определение потерь напора в трубопроводе. При перекачке нефти по магистральному нефтепроводу напор, развиваемый насосами перекачивающих станций, расходуется на трение hτ (с учетом местных сопротивлений), статического сопротивления из-за разности геодезических (высотных) отметок Δ Z, а также создания требуемого остаточного напора в конце каждого эксплуатационного участка трубопровода hост. Слагаемое hτ зависит от скорости течения нефти в трубопроводе. Средняя скорость течения нефти (м/с) определяется по формуле
где Потери напора на трение (м) в трубопроводе определяют по формуле Дарси-Вейсбаха
либо по обобщенной формуле Лейбензона
где Lр – расчетная длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных точек), м; ν – расчетная кинематическая вязкость нефти, м2/с; λ – коэффициент гидравлического сопротивления; β, m- коэффициенты обобщенной формулы Лейбензона. Значения λ, β и m зависят от режима течения жидкости и шероховатости внутренней поверхности трубы. Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса
При значениях Re< 2320 реализуется ламинарный режим течения жидкости. Область турбулентного течения подразделяется на три зоны: · гидравлически гладкие трубы 2320< Re< Re1; · зона смешанного трения Re1≤ Re< Re2; · квадратичное (шероховатое) трение Re> Re2. Значения переходных чисел Рейнольдса Re1 и Re2 определяются по формулам:
где Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять кэ = 0, 2 мм [3]. Расчет коэффициентов λ, β и m выполняется по формулам, приведенным в таблице 4. Таблица 4
|