1 Расчёт характеристики сети

1-резервуар склада; 2 - насос; 3 - трубопровод всасывающий; 4 - трубопровод нагнетательный; 5 -задвижка; 6 - фильтр; 7 - диафрагма; 8- клапан регулирующий; 9,10- теплообменники;11-резервуар.

Рисунок 1- Схема насосной установки для подачи Поповской нефти в колонну

Таблица – 1 Исходные данные

№ варианта	Q, м3/ч	t°, °C	l вс, м	l наг, м	Отметки
					n, м	H, м
1	180	60	20	500	-2	23

Примечания.

1. Сопротивление фильтра Р_ф = 0,15 МПа.

2. Потеря давления в диафрагме Р_д = 0,03 МПа.

3. Потеря давления в регулирующем клапане Р_к = 0,12 МПа

4. Сопротивление одного теплообменника Р_т = 0,05 МПа

1.1 Обработка исходных данных.

Определим удельный вес Ашировской нефти , кг/м³ при заданной температуре перекачки t=60C согласно [7.c.2] по формуле:

_t=₂₀-(t-20), (1)

где ₂₀- удельный вес жидкости при температуре 20С согласно [3.с.14];

- температурная поправка при t=1С.

Удельный вес Ашировской нефти ₂₀, Н/м³ определим по формуле:

₂₀ = ₂₀g

где: ₂₀- плотность жидкости при температуре 20С;

g - ускорение свободного падения, м/с² .

Согласно [3.с.14] ₂₀ = 808,8 кг/м³

После подстановки числовых значений в формулу получим:

₂₀=8609,81=7926 Н/м³

Определим температурную поправку  в зависимости от удельного веса , Н/м³ согласно [4.c.420]:

=0,000778

После подстановки числовых значений в формулу (1) получим:

₆₀ = 0,86 – 0,000712(30-20) =0,7614 г/cм³=7614 Н/м³

Кинематические коэффициенты вязкости Ашировской нефти согласно [3.c.14] при температуре t=20C ₂₀=4,27 сСт=4,2710^-6 м²/с и при температуре t=60C ₆₀=2,34 сСт=2,3410^-6 м²/с

Коэффициент крутизны вискограммы и определим согласно [7.с.3] по формуле:

, (2)

где ν₁ = 13,20 мм²/с, ν₂ = 6,10 мм²/с, t₁ = 20 °С, t₂ = 50 °С,

тогда

Кинематический коэффициент вязкости ν, мм²/с при температуре t=30C определим согласно [7.c.3] по формуле Филонова:

(3)

где ν₁ – кинематический коэффициент вязкости при t₁ = 20 °С; ν₁ = 13,20 м²/с,

тогда

1.2 Определение диаметров труб всасывающей и нагнетательной линий.

Скорости во всасывающем и нагнетательном трубопроводах при вязкости нефти =1,915 мм²/c принимаем согласно [4.c.263] по табл. 33.

V_вс=1,5 м/c, V_наг=2,5 м/c.

Расчетный внутренний диаметр определим согласно [7.c.3] по формуле:

, (4)

где Q_P – заданная расчетная подача согласно [7.с.23], м³/с;

V – скорость движения жидкости в трубах, м/с.

После подстановки числовых значений в формулу (4) получим:

По найденным расчетным внутренним диаметрам по ГОСТ 8732-70 [5.с.476] подобраем трубы с минимальной толщиной стенки так, чтобы d_ВН  d_Р:

нагнетательный трубопровод: труба 159×4,5×1250 кр – 20Х –ГОСТ 8732-78;

всасывающий трубопровод: труба 203×6×1250 кр – 20Х – ГОСТ 8732-78.

Так как Поповская нефть является сернистой нефтью, содержание серы 1,4% [3.с.15], (для сернистой нефти содержание серы 0,5–2,5% [8.с.53]), то согласно [5,с.480] для обоих трубопроводов выбрали материал - сталь 20Х.

Внутренний диаметр трубопровода , м, определили по формуле:

(5)

где d_Н - наружный диаметр трубопровода, м;

 - толщина стенки трубопровода, м.