- •Методические указания к выполнению курсового проекта по курсу «Гидравлика»
- •Технологический расчет магистрального газопровода
- •1. Выбор рабочего давления, определение числа кс и расстояния между станциями
- •2. Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями
- •3. Выбор типа гпа и расчет режима работы кс
- •Технологический расчет магистрального нефтепровода
- •1. Определение диаметра трубопровода, выбор насосного оборудования, расчет толщины стенки трубопровода, определение числа перекачивающих станций (пс)
- •Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов nр [1]
- •Номинальные параметры магистральных насосов [3]
- •Номинальные параметры подпорных насосов [3]
- •Потери напора в трубопроводе
- •Значения коэффициентов , и m для различных
- •2. Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода
- •Литература
Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов nр [1]
Протяженность нефтепровода, км |
Диаметр нефтепровода, мм |
|
до 820 включ. |
свыше 820 |
|
до 250 |
357 |
355 |
от 250 до 500 |
356 / 355 |
353 / 351 |
от 500 до 700 |
354 / 352 |
351 / 349 |
свыше 700 |
352 / 350 |
349 / 345 |
В числителе указаны значения NР для нормальных условий прокладки, в знаменателе – при прохождении нефтепроводов в сложных условиях (заболоченные и горные участки, доля которых в общей протяженности трассы составляет не менее 30%). В первом приближении для ориентировочных расчетов можно принять NР=350 суток.
Расчетная часовая производительность нефтепровода при =Т определяется по формуле
(1.5)
где Gгод– годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн. т/год;
– расчетная плотность нефти, кг/м3;
Nр – расчетное число рабочих дней (табл. 2).
Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле
(1.6)
г де wo – рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки, определяемая из графика (рис. 1.).
Рис. 1. Зависимость рекомендуемой скорости перекачки
от плановой производительности нефтепровода
По значению Do принимается ближайший стандартный наружный диаметр Dн. Значение Dн можно также определять по таблице 3. [1]. Для дальнейших расчетов и окончательного выбора диаметра нефтепровода назначаются несколько (обычно три) смежных стандартных диаметра.
Таблица 3.
Параметры магистральных нефтепроводов
Производительность GГ, млн.т./год |
Наружный диаметр Dн, мм |
Рабочее давление P, МПа |
0,7 ... 1,2 |
219 |
8,8 ... 9,8 |
1,1 ... 1,8 |
273 |
7,4 ... 8,3 |
1,6 ... 2,4 |
325 |
6,6 ... 7,4 |
2,2 ... 3,4 |
377 |
5,4 ... 6,4 |
3,2 ... 4,4 |
426 |
5,4 ... 6,4 |
4,0 ... 9,0 |
530 |
5,3 ... 6,1 |
7,0 ... 13,0 |
630 |
5,1 ... 5,5 |
11,0 ... 19,0 |
720 |
5,6 ... 6,1 |
15,0 ... 27,0 |
820 |
5,5 ...5,9 |
23,0 ... 50,0 |
1020 |
5,3 ...5,9 |
41,0 ... 78,0 |
1220 |
5,1 ...5,5 |
Исходя из расчетной часовой производительности нефтепровода, подбирается основное оборудование перекачивающей станции (подпорные и магистральные насосы). Основные характеристики насосов приведены в табл. 3 и табл. 4. По их напорным характеристикам вычисляется рабочее давление (МПа)
(1.7)
где g – ускорение свободного падения;
hп, hм – соответственно напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами [3];
mм – число работающих магистральных насосов на перекачивающей станции;
PДОП – допустимое давление ПС из условия прочности корпуса насоса или допустимое давление запорной арматуры.
Таблица 3.