Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь FAQ Написать работу КАТЕГОРИИ:  Археология Биология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия ЭкологияТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрацииТехника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву 
Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?
Влияние общества на человека
Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления |
Расчёт параметров и выбор типа насосаСодержание книги Похожие статьи вашей тематики
Поиск на нашем сайте
Для перекачки нефти и нефтепродуктов в основном используются центробежные и шестерёнчатые насосы. Их характеристики – зависимости напора Н н, мощности N н, КПД ηн в функции расхода Q насоса – приводятся в справочной литературе. Важным показателем свойств жидкости является кавитационный запас Δ h доп, определяющий ограничение зоны рабочих режимов насоса. Иногда удобно пользоваться аналитическими выражениями этих зависимостей, полученных эмпирическим путём. Так, в частности, аналитические зависимости напора, кавитационного запаса и КПД центробежных насосов можно представить в виде [1]
Н н =Н 0 +аQ – bQ 2; Δ h доп= ηн= с 0+ с 1 Q + c 2 Q 2. (2.9)
Для шестерёнчатых насосов эти зависимости
где Q ш и р ш – расход и давление, создаваемые шестерёнчатым насосом. Необходимо помнить, что в области малых давлений (р<р ш) зависимость Q (р) носит линейный характер (b ш=1), а при р<р ш – криволинейный (b ш >1). В каталогах приводятся характеристики центробежных насосов, снятые на воде. При транспортировке маловязких нефтей и нефтепродуктов эти характеристики изменений не претерпевают. Однако с ростом вязкости перекачиваемой жидкости они ухудшаются. Формулы для расчета параметров работы насоса на нефти Hv, Qv, η v по известным параметрам работы на воде H в, Q в, ηв имеют вид Hv = kН H в, Qv= kQ H в, η v= k ηηв, где kН, kQ, k η – коэффициенты пересчёта соответственно напора, расхода и КПД насоса с воды на высоковязкий продукт.
Для всех насосов с коэффициентом быстроходности 50 ≤ пs ≤ 130, кроме магистральных, пересчет характеристик производится при выполнении неравенства νниж< ν Т < νверх, (2.11) где ν Т – вязкость нефтепродукта при температуре перекачки; νниж и νверх – предельные нижнее и верхнее значения вязкости, при которых пересчёт характеристик необходим:
где Q в опт – расход воды при максимальном КПД насоса, D 2 и b 2 – диаметр и ширина лопаток рабочего колеса на выходе.
При ν Т < νниж пересчета характеристик насоса не требуется, так как он работает в автомодельной зоне. А при ν Т > νверх необходимо использовать другой насос. В качестве параметра, определяющего необходимость пересчёта, используется число Рейнольдса в следующей записи
Для центробежных насосов с рабочим колесом одностороннего входа жидкости существуют три зоны, в пределах каждой из которых действует гидравлическое сопротивление, подчиняющееся разным закономерностям:
kQ = 0,412+0,153 lgRe н при 100 < Re н <7000 1 при Re н ≥7000
k η= –0,201+0,17 lgRe н при 2300 < Re н < 50 000 1 при Re н ≥50 000. В методике пересчета характеристик магистральных центробежных насосов используется другая форма записи числа Рейнольдса
где размерность частоты вращения вала насоса п [1/мин]. В целях оптимизации режимов работы насосов на пониженных и повышенных подачах некоторые из них комплектуются сменными рабочими колёсами, позволяющими работать с подачами 50, 70 и 125% от номинальной. Пересчёт характеристик с воды на вязкую нефть необходим, когда величина Re н меньше величины переходного числа Рейнольдса, определяемого по формуле
где пs – коэффициент быстроходности насоса. Коэффициенты пересчёта напора, расхода и КПД с воды на высоковязкую нефть определяются по формулам
где Величины аппроксимирующих коэффициентов для нефти через аналогичные для воды рассчитываются по следующим формулам
Пример 5. Определить величины коэффициентов в формулах пересчёта (2.9)…(2.11) при перекачке нефти, имеющей кинематическую вязкость ν=150 мм2/с, насосом НМ 1250-260 с ротором 0,7 Q н. Решение. В соответствии с табл. 3 и 4 Приложения насос обладает следующими параметрами: п= 3000 1/мин, D 2=0,418 м, пs =62, Н0в=216,4 м, а в=0, b в=40,9·10-6 ч2/м5, с 0в=0,0963, с 1в=14,3·10-4 ч/м3 и с 2в= – 69,6·10-8 ч2/м6. Так как в насосе НМ 1250-260 колесо имеет двусторонний вход жидкости, то число Рейнольдса в насосе вычисляем по формуле (2.15)
Переходное и граничное числа Рейнольдса, а также коэффициент а η рассчитываются по формулам (2.16), (2.17) Re п= 3,16·105·62-0,305 =89747, Re гр=0,224·105·620,384=109276, αη=1,33·62-0,326=0,346. Так как Re<Re п и Re<Re гр, то необходим пересчёт напора, расхода и КПД с воды на нефть. Коэффициенты пересчёта согласно формуле (2.17)
Численные значения коэффициентов пересчёта согласно (2.18)
Максимальный КПД при перекачке нефти достигается при расходе
Пример 6. Определить коэффициенты пересчёта характеристики центробежного насоса НК 65/35-70 с ротором №1 (вариант а) на нефтепродукт с кинематической вязкостью ν=70 мм2/с. Параметры насоса: Q в опт=65 м3/ч, п =2950 1/мин, D 2=0,245 м, b 2=0,011 м. Решение. Для определения необходимости пересчёта характеристик и возможности использования данного насоса для перекачки нефтепродукта следует рассчитать предельные нижнее и верхнее значения вязкости по формулам (2.12)
Так как вязкость нефти больше предельного нижнего значения v>v ниж, то пересчёт характеристик – необходим. Поскольку вязкость нефти меньше предельного верхнего значения ν < νверх, то насос подходит для перекачки нефтепродукта. Для определения коэффициентов пересчёта необходимо рассчитать число Рейнольдса, для чего используем формулу (2.13)
Коэффициенты пересчёта характеристик насоса по формулам (2.14) kQ =0,412+0,153· lg 2528=0,933; kН= 0,9332/3=0,955; k η=0,201+0,17· lg 2528=0,78. Для нормальной работы насоса необходимо, чтобы минимальное давление р вх на входе в него превышало давление р п, при котором происходит парообразование перекачиваемой жидкости, на величину, соответствующую разности допустимого кавитационного запаса Δ h доп и скоростного напора на входе в насос
где Давление насыщенных паров перекачиваемых жидкостей может быть определено по следующим формулам
– для автомобильных бензинов р п≈ 57000 exp [–0,0327(Т кип– Т)]; (2.20) – для авиационных бензинов р п= 65000 exp [–0,0303(Т кип– Т)], где Т кип – температура начала кипения (парообразования) жидкости, 0К. Допустимый кавитационный запас насоса при перекачке нефти и нефтепродуктов Δ h доп н= Δ h доп в– kh (Δ ht –Δ h ν), (2.21) где kh =1,1…1,15 – коэффициент запаса; Δ ht и Δ h ν – поправки на температуру и вязкость жидкости, определяемые согласно
h п – напор, соответствующий давлению насыщенных паров жидкости; ξвх – коэффициент сопротивления на входе в насос, вычисляемый при 565 < Re н ≤ 9330 по формуле ξвх=16 – 13,1(lgRe н – 2,75)0,354, а при Re н > 9330 принимается равным ξвх=0. Пример 7. Рассчитать необходимое давление на входе в насос НПВ 1250-60 при перекачке автомобильного бензина, имеющего температуру начала кипения Т кип=3130К. Перекачка ведётся при температуре t = 283К, расход составляет Q = 1240 м3/ч, плотность бензина ρ=740 кг/м3, вязкость ν=0,8 мм2/с, диаметр входного патрубка d вх =0,8 м, кавитационный запас по воде Δ h доп в =2,2 м. Решение. Давление насыщенных паров при температуре перекачки по формуле (2.20) р п =57000· exp [– 0,0327·(313 – 283)]=21371 Па. Соответствующий этому давлению напор столба бензина
Поправка на температуру по кавитационному запасу согласно (2.22) Δ ht = 0,471·2,940,45 = 0,765 м. Скорость бензина и число Рейнольдса во входном патрубке насоса согласно (2.19)
Так как Re вх > 9330, то Δ h ν= 0 и кавитационный запас насоса на бензине согласно формуле (2.21) Δ h доп н=2,2 – 1,1·(0,765 – 0)=1,36 м. Давление с учётом кавитационного запаса на входе согласно (2.19)
Пример 8. Определить тип и количество насосов ГНС трубопровода длиной L тр==425 км для перекачки 8 млн. т нефти в год (плотность ρн=878 кг/м3). Решение. Исходной величиной при выборе диаметра трубопровода является годовой план перекачки. В табл. 5 приведены основные рекомендуемые параметры магистральных трубопроводов при изотермической перекачке. Верхние пределы пропускной способности соответствуют меньшей кинематической вязкости, а рабочее давление определяется характеристикой насосов, их количеством и способом соединения. Высоковязкие нефтепродукты перед перекачкой необходимо предварительно подогревать. Расчётное количество рабочих дней в году для магистральных трубопроводов приводится в табл. 6. По табл. 5 выбираем диаметр трубы нефтепровода, равный 530 мм. Для нефтепровода протяжённостью 425 км с трубой данного диаметра расчётное количество дней работы в году в соответствии с табл. 6 равно 356. Рекомендуемые параметры магистральных нефтепроводов Таблица 5
Количество рабочих дней (п р) для магистральных трубопроводов Таблица 6
Часовая пропускная способность трубопровода определяется по формуле
В соответствии с найденной производительностью выбираем насосы для оснащения насосных станций: основные – НМ 1250-260 и подпорные – НПВ 1250-60 с наибольшим диаметром ротора (см. табл. 3 и 4 Приложения). Напор этих насосов при расчетной часовой подаче в соответствии с формулой (2.9) составляет Н н пв =74,8 – 9,5·10-6·10662 =64 м; Н н м =316,8 – 41,9·10-6·10662 =269,2м. Рабочее давление р гнс на выходе головной насосной станции р гнс=ρр g (m н м Н н м+ Н н пв)= 878·9,81· (3·269,2+64)=7,5·106 Па, где m н м=3 – принятое количество основных насосов на станции. Запорная арматура на нефтепроводах рассчитана на давление 6,4 МПа. Поскольку условие непревышения давления, создаваемого насосами над допустимым давлением запорной арматуры (р гнс< р зап) не выполняется, необходимо просчитать вариант с применением ротора меньшего диаметра. Суммарный избыточный напор Δ Н изб составляет
Так как допустимый кавитационный запас насосов НМ 1250-60 составляет 20 м, то напор подпорных насосов можно существенно уменьшить. При использовании подпорного насоса с ротором диаметра 475 мм величина создаваемого им напора в соответствии с формулой (2.9) Н н пв1 =59,9 – 8,9·10-6·10662 =49,8 м, а избыточный напор Δ Н изб 1 на один основной насос составляет
При использовании основного насоса с ротором диаметра 395 мм, создаваемый им напор Н н м1 составит согласно (2.9) Н н м1 =271 – 43,9·10-6·10662 =221,1 м. Таким образом, напор одного основного насоса уменьшен на Н н м - Н н м1 =269,2 – 221,1=48,1м >38.2 м. Проверим возможность использования ротора диаметром 418 мм. Для него Н н м2 =289,8 – 34,8·10-6·10662 =250,3 м. При этом снижение напора Н н м – Н н м2 =269,2 – 250,3=18,9м <38.2 м, что недостаточно. Таким образом, рабочее давление головной насосной станции составляет р гнс=ρр g (m н м Н н м+ Н н пв)= 878·9,81· (3·221,1+49,8)=6,14·106 Па. Пример 9. Определить количество насосных станций на нефтетрубопроводе по условиям и результатам решения задачи 8, если трубопровод относится к ІІ категории, а вязкость нефти ν=0,977·10-4м2/с. Решение. Полагая, что для нефтепровода использованы трубы из стали 13ГС по табл. 7 Приложения находим, что для этих труб σвр=510 МПа; σт=353 МПа; коэффициент надёжности по материалу k 1=1,34, а трубы диаметра 530 мм выпускаются с толщинами стенок δ =8, 9 и 10 мм. Коэффициент надёжности по назначению трубопровода k 2 = 1 (при D нар ≤ 1000 мм k 2=1, для D нар = 1200 мм k 2=1,05), а поскольку трубопровод относится к ІІ категории, то согласно табл. 8 Приложения коэффициент условий работы т 0=0,75. Величина расчётного напряжения σ, возникающего в металле трубы при перекачке определяется как [1]
где σвр – нормативное напряжение в металле трубы и сварных соединениях (см. табл. 7, 9, 10 Приложения).
Расчетную толщину стенки трубопровода без учёта влияния перепада температур по длине трубопровода определяют по формуле [1]
где р – рабочее (избыточное) давление; D нар – наружный диаметр трубы; k нагр – коэффициент надёжности по нагрузке (k нагр=1,15 для нефте– и нефтепродуктопроводов, работающих по системе «из насоса в насос», k нагр=1,1 – во всех остальных случаях.
Принимаем окончательную величину толщины стенки δ = 9 мм. Тогда внутренний диаметр трубы нефтепровода d вн= D нар – 2δ=530 – 2·9= 512 мм. Для выяснения характера протекания нефти в трубопроводе необходимо по формуле (2,15) рассчитать число Рейнольдса
Поскольку Re >2320, то течение – турбулентное. Для определения величины гидравлического сопротивления трубы нефтепровода необходимо определить первое переходное число Рейнольдса, для чего предварительно необходимо рассчитать относительную шероховатость
где k э – эквивалентная шероховатость (см. табл. 11 Приложения). Первое переходное число Рейнольдса согласно [1]
Так как Re 1 >Re, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб. Поэтому коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле [1] λ=0,3164/ Re 0,25=0,3164/75400,25=0,034. Поскольку потери напора вследствие наличия гидравлического сопротивления принято заменять условным гидравлическим уклоном i, то его значение в зависимости от характера протекания нефти можно рассчитать по формуле [1]
где Полные потери в трубопроводе рассчитываются по формуле [1] Н тр= k мест iL тр+Δ Z + n э Н кп=1,02·0,00702·425·103+0+1·30=3043,2 м, где k мест=1,02–коэффициент учёта местных сопротивлений в трубопроводе; Δ Z =0 – разность нивелирных отметок конечной и начальной точек трассы нефтепровода; Н кп=30 м – величина напора в конечной точке трассы нефтепровода.
Расчётное количество насосных станций на трубопроводе определяется согласно [1] по формуле
Принимаем п ст=5. Поскольку принятое количество станций превышает расчётное значение целесообразно определить количество основных насосов на них с целью корректировки комплектации ими насосных станций. Для этого необходимо построить зависимости Н тр(Q) и Н Σн(Q), точка пересечения которых и определит оптимальное суммарное количество насосов. Результаты расчётов для построения характеристик нефтепровода и насосных станций сведены в табл. 7, а кривые приведены на рис. 2. На рис. 2 приведена совмещённая характеристика нефтепровода и насосных станций при общем числе работающих насосов п н. м =12, 13, 14 и 15. Видно, что при данном количестве работающих насосов производительность нефтепровода составляет соответственно 1036, 1071, 1100 и 1136 м3/ч. Таким образом, проектная производительность нефтепровода обеспечивается при работе на станциях 13 насосов.
Таблица 7
При распределении этого количества насосов по станциям необходимо руководствоваться следующем [1]: – большее их число должно быть установлено на станциях, расположенных в начале трубопровода, а меньшее – на его конце; – для удобства обслуживания линейной части четвертый и пятый перегоны между станциями должны быте примерно одинаковой длины. Исходя из сказанного, выбираем следующую схему комплектования насосных станций магистральными насосами: 3 – 3 – 3 – 2 – 2. Пример 10. Выполнить расстановку насосных станций по трассе нефтепровода по условиям задачи 8 с учётом того, разность нивелирных отметок конца и начала трубопровода Δ Z = – 125,5 м, перевальная точка отсутствует. Решение. Вычисляем длину первого перегона, на который хватило бы напора магистральных насосов головной станции Н гнс = т н нм Н н нм при условии, что нефтепровод был бы горизонтальным, по формуле L 1= H гнс /(1,02 i)=663,3/(1,02·0,00702)=92634 м.
В точке пересечении линии гидравлического уклона с профилем трассы (т. А2) располагается промежуточная насосная станция НС 2. Восстанавливая из этой точки перпендикуляр и откладывая на нём отрезок А2-Б2, пропорциональный напору магистральных насосов этой станции Н нс2= Н гнс = 663,3 м, получают точку Б2, из которой проводится прямая А3-Б2 гидравлического уклона нефтепровода, параллельная прямой А2-Б1. В точке пересечения прямой с трассой трубопровода находится промежуточная насосная станция НС 3. Положение промежуточных насосных станций НС 4 и НС 5 определяется аналогично, с тем лишь отличием, что создаваемые этими станциями напоры Н нс4 = Н нс5= 2·221,1 = 442,2 м. Расстановка насосных станций выполнена правильно, если проведённая из точки Г на отрезке А5-Б5 линия гидравлического уклона пересекает трассу трубопровода в конечной её точке. Аналогично выполняется расстановка станций в пределах каждого эксплуатационного участка, когда таких участков несколько. Пример 11. Определить возможность использования первого по ходу (подпорного) насоса для схемы перекачивающей станции, приведенной на рис. 4. Перекачивается нефть, имеющая плотность ρн=860 кг/м3 и кинематическую вязкость ν=25·10-6 м2/с, с расходом Q= 1100 м3/ч насосами НПВ 1250-60. Принять, что наиболее удаленный резервуар находится на расстоянии L c=870 м от подпорного насоса, а остальные величины: z р=5 м, z пн= –1,5 м, k э=0,2 мм. Нефть с температурой начала кипения Т кип=315К перекачивается при температуре Т= 293К. Решение. Как известно, для нормальной работы насоса необходимо, чтобы минимальное давление р вх на входе в него превышало давление р п, при котором происходит парообразование нефти, на величину, соответствующую разности допустимого кавитационного запаса Δ h доп и скоростного напора её на входе в насос согласно формуле (2.19). Поэтому следует проверить обладает ли установленный подпорный насос необходимой всасывающей способностью в условиях преодоления потоком нефти местных сопротивлений трубопроводной сети станции. Согласно [1] величина давления на входе насоса связана с потерями напора в элементах сети соотношением
где z р=5 м и z пн=–1,5 м – геодезические высоты соответственно днища резервуара и оси входного патрубка насоса; Н взл=0,3 м – высота взлива (уровень) нефти в резервуаре; v вх– скорость нефти на входе в насос; D 1=0,8 м – диаметр входного отверстия насоса; Σ h т – потери от действия сил трения в трубопроводе; Σ h мс – потери от действия местных сопротивлений в трубопроводе.
Для определения скорости нефти на входе в насос воспользуемся правилом неразрывности потока, в соответствии с которым
где Потери, обусловленные гидравлическим уклоном i, определяются коэффициентом гидравлического сопротивления λ, зависящим от числа Рейнольдса
где число Рейнольдса для трубопровода согласно (2.15)
и для входа в насос Величина гидравлического уклона согласно (2.25)
а потери напора – Σ h т= iL c=5,5·10-3·870=4,79 м. Согласно технологической схеме (см. рис. 4) на пути нефти от резервуара до насоса местные сопротивления возникают в следующих элементах сети: – на выходе нефти из резервуара;
– в шести задвижках; – в тройнике на слияние; – в четырёх тройниках с поворотом; – в двух отводах на 900; – в двух фильтрах; – на входе в вертикальный насос. Согласно [1] величины местных сопротивлений являются функцией числа Рейнольдса и вычисляются через коэффициенты ξ: – для выхода из резервуара ξрез=0,92; – для однолинзового компенсатора ξкомп1=0,153+5964/ Re =0.153+5964/30515=0,348; – для полностью открытой задвижки ξзадв=0,15;
– с поворотом ξтр пов=1,3;
– на проход ξтр пр=1,1;
– на слияние ξтр пр=3;
– для отвода на 900 ξ90=0,35+3,58·10-3 exp [3,56·10-5(150000- Re)= =0,35+3,58·10-3 exp [3,56·10-5(150000-30515)=0,602; – для фильтра: – светлых нефтепродуктов ξтр пр=1,7; – тёмных нефтепродуктов ξтр пр=2,2; – на входе в вертикальный насос двустороннего всасывания
ξвх= 5 при Re >32000;
0,148 Re/ (Re – 4660) при d 2/ d 1=1,1; ξдиф= 0,132 Re/ (Re – 16520) при d 2/ d 1=1,2; 0,147 Re/ (Re – 16700) при d 2/ d 1=1,4; – для конфузоров ориентировочно можно принять ξконф= 0,5ξдиф. Для рассчитываемого варианта
ξдиф=0,147 Re/ (Re-16700)=0,147·30515/(30515 – 16700)=0,325 и ξконф= 0,5ξдиф=0,5·0,325=0,163. Таким образом, сумма величин местных сопротивлений Σξ=0,92+0,348+6·0,15+3+4·1,3+2·0,602+2·2,2+0,163+13,3=29,4, а суммарные потери от местных сопротивлений
Величина давления на входе в насос по условию парообразования согласно (2.19)
где в соответствии с (2.20)
а соответствующий ему напор Допустимый кавитационный запас согласно (2.21) и (2.22) Δ h доп н= Δ h доп в– kh (Δ ht –Δ h ν)= 2,2 – 1,1·(1 – 0,019)=1,21 м, где Δ h доп в =2,2 м – допустимый кавитационный запас по воде (см. табл. 5 Приложения);
где ξ=1, т.к. согласно (2.15)
Так как величина входного давления, рассчитанного по формуле (2.26) превышает величину давления по парообразованию (2.27), всасывающая способность подпорного насоса обеспечивается. Расчёт трубопровода В задачу технологического расчета трубопроводов входит определение оптимальных параметров трубопровода (диаметр трубопровода, давление нагнетания насосных станций, толщина стенки трубы, количество насосных станций); расположение перекачивающих станций по трассе трубопровода; расчет режимов эксплуатации трубопровода. Расчетную толщину стенки трубопровода определяют по формуле
где
где
Абсолютные значения величин положительного и отрицательного перепада определяются по формулам
где μ=0,3 – коэффициент Пуассона. Полученное расчётное значение толщины трубы округляется до ближайшего большего стандартного значения. Пример 12. Определить толщину стенки нефтепродуктопровода диаметром 530 мм и длиной 160 км без промежуточных насосных станций, рассчитанного на рабочее давление р= 6,4 МПа. Температура перекачиваемого нефтепродукта Тн=282К. Решение. По табл. 7 Приложения находим, что для нефтепровода можно использовать прямошовную трубу с контролируемой прокаткой, изготовленную из стали 08ГБЮ (σвр=510 МПа, σт=350 МПа) или стали 09ГБЮ (σвр=550 МПа, σт =380 МПа). При этом способе изготовления согласно таблице k 1=1,4. Для диаметра трубопровода 530 мм k 2= 1, а коэффициент условий работы т 0=0,9. Расчётное сопротивление металла согласно [1] для стали О8ГБК
где k 2=1 – коэффициент надёжности по назначению нефтепровода (для труб с D н≤1000 мм k 2=1, при D н>1000 мм k 2=1,05).
Поскольку в нефтепроводе нет промежуточных перекачивающих насосных станций, то коэффициент надёжности по нагрузке k нагр =1,1. Тогда по формуле (2.28), полагая ψ=1, определяется предварительное расчётное значение толщины стенки трубопровода
Полученное расчётное значение толщины стенки округляется до ближайшего большего по сортаменту равного, например, δ=0,007 м. Так как округление произведено до наибольшего стандартного значения с запасом, то нет необходимости рассматривать применение стали 09ГВЮ. Значения максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов по формуле (2.30)
В дальнейшем расчете используется бóльшая из величин Δ Т = 92,9 град. Величина продольных осевых сжимающих напряжений определяется согласно [1]
Знак минус указывает на наличие напряжений от осевых сжимающих усилий. Поэтому необходимо скорректировать принятое ранее значение коэффициента ψ по формуле (2.29)
Тогда в соответствии с формулой (2.28) расчётная величина толщины стенки трубопровода
Таким образом, ранее принятая толщина стенки δ=0,007 м может быть принята как окончательный результат.
3. ЗАДАНИЕ НА РАСЧЁТНО-ГРАФИЧЕСКУЮ РАБОТУ Вариант задания выбирается студентом по числу, образованному двумя последними цифрами зачётной книжки, по таблице 8. Таблица 8
4. РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА 1. Тугунов П.И. Типовые расчёты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепр
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
Последнее изменение этой страницы: 2016-12-15; просмотров: 3592; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы! infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 3.142.40.195 (0.017 с.) |
Δ h доп ном при 0,5 Q ном ≤ Q ≤ Q ном;
при Q> Q ном;
и 
, (2.10)
и 
, (2.12)
. (2.13)
–0,774+0,58 lgRe н при 100 < Re н ≤600
; (2.14)
–0,852+0,483 lgRe н при 100 ≤ Re н ≤ 2300
, (2.15)
, (2.16)
, (2.17)
– граничное число Рейнольдса; 
.
. (2.18)
.
.
.
;
.
.
, (2.19)
– скорость жидкости во всасывающем патрубке насоса.
– для нефтей 
;
; 
; (2.22)
м.
м/с, 
.
Па.
м3/ч.
м.
м.
МПа, (2.23)
мм, (2.24)
.
,
.
, (2.25)
м/с – скорость перемещения нефти по трубе.
.
Дальнейшие расчёты целесообразно произвести графическим путём, для чего обратимся к рис. 3. В начале нефтепровода (т. А1) по оси ординат откладывается отрезок А1-Б1, пропорциональный напору магистральных насосов головной станции Н гнс = 663,3 м, а по оси абсцисс в некотором масштабе – отрезок А1-А2,пропорциональный длине первого перегона L 1= =92634 м. Линия Б1-А2 и есть гидравлический уклон нефтепровода с учетом местных сопротивлений.
(2.26)
м/с,
м/с – скорость нефти в трубопроводе.
,
.
‰,
– в однолинзовом компенсаторе;
– для тройника:
при Re ≤32000;
– для диффузоров
;
м.
м, (2.27)
Па,
м.
м,
.
, (2.28)
, (2.29)
– напряжения в трубе от продольных усилий, обусловленных перепадом температур; α=12·10-6 град-1; Е =2,06·105 МПа – модуль упругости стали; Δ Т – расчётный температурный перепад; d вн – внутренний диаметр трубы.
и 
, (2.30)
МПа,
м.
град. и 
град.
МПа.
.
м.
