|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
|
|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
Основы научно-теоретических знаний по модулю «Линейная часть магистральных нефтепроводов»Стр 1 из 4Следующая ⇒
Модуль 4 «ЛИНЕЙНАЯ ЧАСТЬ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ» Введение В состав линейной части магистральных нефтепроводов входят: 1) собственно трубопровод с отводами и лупингами, запорной и регулирующей арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами пуска и приема очистных и диагностических устройств, узлами подключения нефтеперекачивающих станций; 2) наземные линейные сооружения, включающие: а) установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии; б) линии и сооружения технологической связи, средства и сооружения телемеханики и КИП; в) здания и сооружения линейной службы эксплуатации (АВП, вертолетные площадки); г) постоянные дороги, расположенные вдоль трассы трубопроводов и подъезды к ним, переезды через трубопроводы; д) линии электропередачи для снабжения электроэнергией узлов установки запорной и другой арматуры; е) устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установок электрохимзащиты; ё) защитные противопожарные, охранные, противооползневые, противоэрозионные и другие защитные сооружения нефтепроводов; ж) опознавательные и сигнальные знаки места нахождения трубопроводов и кабелей технологической связи, информационные знаки при пересечении трубопроводами и кабелями технологической связи внутренних судоходных путей; з) постоянные реперы. На всем протяжении трассы нефтепровода для обеспечения безопасной эксплуатации трубопроводов и кабелей технологической связи (при любом виде их прокладки) в соответствии с действующими Правилами охраны магистральных трубопроводов устанавливают охранную зону: 1) вдоль трасс магистральных нефтепроводов – в виде участка земли, ограниченную условными линиями, проходящими в 50 м от оси трубопровода с каждой стороны; 2) вдоль трасс многониточных нефтепроводов – в виде участка земли, ограниченного условными линиями, проходящими в 50 м от осей крайних трубопроводов с каждой стороны; 3) вдоль подводных переходов нефтепроводов – в виде участка водного пространства от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящими от крайних ниток переходов на 100 м с каждой стороны; 4) вокруг емкостей для хранения и дренажа нефти, земляных амбаров для аварийного выпуска продукции – в виде участка земли, ограниченного замкнутой линией, отстоящей от границ территории указанных объектов на 50 м во все стороны; 5) вокруг технологических установок подготовки продукции к транспорту, головных и промежуточных перекачивающих и наливных насосных станций, резервуарных парков, узлов измерения продукции, наливных и сливных эстакад, пунктов подогрева нефти – в виде участка земли, ограниченного замкнутой линией, отстоящей от границ территории указанных объектов на 100 м во все стороны; 6) вдоль трасс трубопроводов, транспортирующих сжиженные углеводородные газы, аммиак, нестабильный бензин и конденсат – в виде участка, ограниченного условными линиями, проходящими в 100 м от оси трубопровода с каждой стороны.
Схема изучения материала
Таблица 4.1. Выбор формул для определения коэффициента гидравлического сопротивления
В зоне турбулентного режима коэффициент гидравлического сопротивления зависит только от числа Рейнольдса и может быть найден при помощи формулы Блазеуса, при выполнении следующих условий: Re1< 105 и Reкр < Re < Re1 или Re1> 105 и Reкр < Re < 105 или при помощи формулы Корнакова, при выполнении следующих условий: Re1> 105 и 105 < Re < Re1 Из-за широкого применения формулы Блазеуса для определения коэффициента гидравлического сопротивления, зону гидравлически гладких труб называют зоной Блазеуса. 2) Зона смешанного закона трения или переходная зона от гладкостенного трения до зоны гидравлически шероховатых труб (Re1< Re< Re2, где Re2-второе переходное число Рейнольдса) В этой зоне коэффициент гидравлического сопротивления от числа Рейнольдса и шероховатости труб. Для другого определения предложены десятки имперических формул. В советской практике для расчета трубопроводов широко использовалась формула Кольбрука и Уайта: Коэффициент гидравлического сопротивления с помощью этой формулы определяется методом последовательных приближений. Другие формулы, которые обеспечивают практически такую же точность, для этой зоны приведены в таблице 4.1.
3) Зона гидравлически шероховатых труб или квадратичная зона (Re> Re2). В этой зоне коэффициент гидравлического сопротивления зависит только от шероховатости труб и может, найден с помощью формул: - Шифренсона - Никурадзе Ламинарный режим при перекачке нефти и нефтепродуктов по трубопроводам встречается очень редко. При таком режиме может происходить перекачка только высоковязкой нефти и нефтепродуктов (парофинистой нефти, мазута) Турбулентный режим в зоне гидравлически гладких труб встречается при перекачке нефти средней вязкости а, также при перекачке различных светлых нефтепродуктов. Смешанный закон встречается при перекачке маловязкой нефти и светлых продуктов малой вязкости (бензин, газ, дизельное топливо). Квадратичный закон трения при перекачке нефти и нефтепродуктов практически не встречается, но встречается при течении воды в водопроводных трубах.
Эквивалентные нефтепроводы Современные нефтепроводные системы имеют сложную структуру, так как включают в себя участки параллельно работающих ниток или участки со сменным внешним диаметром или разной толщиной стенки труб. Для упрощения расчетов трубопроводов со сложной структурой его заменяют эквивалентным нефтепроводом постоянного диаметра по длине, который имеет такую же пропускную способность, как и сложный нефтепровод с лупингами и вставками разного диаметра.
Параллельные нефтепроводы Суммарный объем нефти для системы параллельных нефтепроводов (рисунок 4.5) Q=Q1+Q2+Q3, (4.57)
Рис. 4.5 Расчетная схема параллельно соединенных нефтепроводов Для параллельно работающих трубопроводов потери давления одинаковы для каждой нитки. Применим упрощенную формулу Лейбензона для потерь напора на трение относительно объемной потери жидкости в каждой параллельной нитке трубопровода. Для эквивалентного нефтепровода аналогичное выражение имеет вид После подстановки (4.58)-(4.60) в выражение (4.57) и некоторых математических действий получим
или для n параллельных ниток расчетная формула приобретает вид
Если длина каждой параллельной нитки одинакова тогда получаем следующую формулу для определения эквивалентного диаметра Значения m, A, b
Для горизонтального трубопровода (hст = 0, hи - пренебрежительно мало) гидравлическая характеристика представляет собой кривую, вершина которой проходит через начало координат (рис. 4.6, г, кривая 3). Рабочий режим насоса определяется пересечением кривой 3 с кривой Q-Н (точка А3). Если кроме сопротивления трубопровода насос должен преодолеть высоту подъема hг1, то гидравлическую характеристику трубопровода можно построить путем сложения статического напора hст1 с напорами, характеризующимися ординатами кривой 3 (кривая 1).
Рис. 4.6.Совмещенные характеристики трубопровода и центробежного насоса: 1-характеристикатрубопровода с подъемом на высоту hг1 (а); 2- характеристикатрубопровода с уклоном на величину hг2(б); 3- характеристикагоризонтального трубопровода (в); 4- характеристика центробежного насоса.
Если пункт С расположен ниже насосной станции, то полный напор насоса, необходимый для перемещения жидкости по трубопроводу, уменьшается на разность отметок указанных точек, т. е. при определенных расходах жидкость может перемещаться самотеком. Гидравлическую характеристику трубопровода строят путем вычитания из ординат кривой 3 величины hст2 (кривая 2). В свою очередь hст2 = hг2 - hи. В обоих случаях режим работы насоса определяют точки пересечения кривых 1 и 2 с кривой Q-Н (точки A1 и A2). Причинами изменения режима работы насоса могут быть смена перекачиваемой жидкости, влияние сезонных колебаний температуры жидкости, различная технология перекачки. Пусть жидкость перекачивается по горизонтальному трубопроводу и кривая 1 (рис. 4.7) - гидравлическая характеристика этого трубопровода, подсчитанная по средней годовой температуре на глубине его заложения. Характеристика насоса, соответствующая этой вязкости жидкости, - кривая 2. Точка А определяет режим работы насоса на данный трубопровод (НА, QА) при вязкости перекачиваемой жидкости, подсчитанной по средней годовой температуре на глубине заложения трубопровода. В зимний период вязкость жидкости больше, поэтому рабочая точка переместится в положение А1 (пересечение гидравлических характеристик трубопровода - кривая 1' и насоса - кривая 2'). В летний период вязкость жидкости меньше и рабочая точка переместится в положение А2 (пересечение гидравлических характеристик трубопровода - кривая 1" и насоса-кривая 2" ). Очевидно, правильно подобранным для данного трубопровода следует считать такой насос, у которого максимальные значения КПД (кривая 3) лежат в диапазоне расходов от QA1 до QA2. Эта зона называется рабочей.
Рис. 4.7. Режим работы трубопровода при изменении температуры перекачиваемой жидкости.
Указанный метод определения рабочей точки достаточно прост, если рассматривается работа только одного насоса на один трубопровод постоянного диаметра. На практике для получения большого напора или расхода применяют несколько насосов. Трубопровод может состоять из нескольких участков различного диаметра, расположенных в местах с разными геодезическими отметками, или по пути следования потока осуществляется частичный сброс на эстакаду и т.п. В этих случаях построение гидравлической характеристики трубопровода, определение режима работы станции и каждого насоса в отдельности становятся более сложными. Рассмотрим несколько случаев. 1) Трубопровод состоит из двух последовательно соединенных участков с диаметрами d1 и d2 (рис. 4.8, а). Жидкость перекачивается из пункта В в пункт D, разница отметок составляет hг. Характеристика первого участка трубопровода - кривая 1, второго - кривая 2 (рис. 4.8, б). Суммарную гидравлическую характеристику трубопровода BD (кривая 3) получаем сложением кривых 1 и 2 и статического напора hст при одних и тех же подачах. Рабочая точка А определяется по пересечению кривых h-Q и Н-Q (кривых 3 и 4).
Рис. 4.8. Совмещенные характеристики центробежного насоса и трубопровода, имеющего последовательно соединенные участки разного диаметра: а - схема трубопровода; б - графическое определение рабочей точки.
2) Трубопровод (рис. 4.9, а) состоит из двух параллельных участков ВС и BD (разной длины и разных диаметров). Пункты С и D расположены на том же уровне, что и пункт В, где установлен насос. На рис. 4.9, б кривая 1 - характеристика участка ВС, кривая 2 - характеристика участка BD. Суммарную гидравлическую характеристику трубопровода (кривая 3) получаем сложением расходов обеих характеристик для одних и тех же напоров. Например, при напоре h1 отрезки kl и km - расходы в соответствующих ветвях. Суммарный расход при этом напоре kn=kl+km. И так для всего диапазона напоров. Рабочая точка А определяется по пересечению результирующей кривой 3 с кривой 4 характеристики насоса. Расход в трубопроводах при режиме А определяется по пересечению кривой напора НА с кривыми соответствующих характеристик участков трубопроводов. Подача QA равна сумме расходов Q1 и Q2 участков трубопровода ВС и BD. Рис. 4.9. Совмещенные характеристики центробежного насоса и трубопровода, имеющего параллельные участки разного диаметра и длины: а - схема трубопровода; б - графическое определение рабочей точки.
3) Трубопровод (рис. 4.10, а) имеет конечные пункты С и D, расположенные выше пункта В соответственно на hг1 и hг2. Порядок определения суммарной гидравлической характеристики трубопровода и рабочей точки остается таким же, как в случае 2
Рис 4.10. График рабочего режима с учетом нивелирных отметок: а - схема трубопровода; б - графическое определение рабочей точки.
4) Трубопровод (рис. 4.11, а) на некотором расстоянии от начального пункта В имеет пункт сброса С с постоянным расходом Q1. Для определения рабочего режима насоса необходимо построить гидравлическую характеристику участка трубопровода ВС (кривая 1, рис. 4.11, б) для всего диапазона расходов и гидравлическую характеристику участка CD (кривая 2). При сложении ординат кривых 1 и 2, поскольку участки ВС и CD представляют последовательное соединение, для одних и тех же значений расхода получаем гидравлическую характеристику трубопровода BD без сброса в пункте С (кривая 3). Точка А' определяет режим работы насоса на трубопровод BD без сброса. Затем строят характеристику для участка CD (кривая 2') так, чтобы нулевая точка была смещена от начала координат на величину сброса Q1. Это количество жидкости подается через участок трубопровода ВС, так как Q= Q1+ Q2, но не проходит через участок CD. Результирующая характеристика (кривая 3') трубопровода BD при действующем сбросе получается при сложении ординат кривых 1 и 2' для одних и тех же значений расходов. Рабочая точка А определяется по пересечению кривых h-Q и Н-Q. По графику можно легко найти количество жидкости Q2, поступающей в пункт D. Если сброс прекратить, то режим работы насоса переместится в точку А', так как сопротивление возрастет, а подача насоса упадет с Q до Q'.
Рис. 4 11. График рабочего режима центробежного насоса при наличии сброса части жидкости: а - схема трубопровода; б - графическое определение рабочей точки.
5) Трубопровод (рис. 4.12, а) на некотором расстоянии от начального пункта В имеет пункт С с постоянной подкачкой Qп. Рабочий режим системы определяется следующим образом. Строится гидравлическая характеристика участка ВС (кривая 5, рис. 4.11, 6) для всего диапазона расходов и гидравлическая характеристика участка CD (кривая 6). Затем кривую 6 необходимо сместить влево на величину постоянной подкачки Qп - получится кривая 4, которая характеризует режим работы участка CD во всем диапазоне расходов с постоянной подкачкой Qп. Складывая ординаты кривых 4 и 5 (соединение участков ВС и BD при включенном пункте подкачки С-последовательное), получим кривую 2, точка пересечения которой А с кривой 1 определяет режим работы системы при включенном пункте подкачки С. Насос создает напор НА при подаче QA. В пункт D поступает количество жидкости Q = QA + Qп. При отключении пункта подкачки режим системы определяет точка Б (результат пересечения кривой 1 с кривой 3, которая получается сложением ординат кривых 5 и 6, характеризующих режим работы отрезков трубопровода ВС и CD без подкачки). Из рисунка видно, что Q всегда будет меньше Qб+Qп, и следует подчеркнуть, что эффективность использования подкачки будет тем меньше, чем больше крутизна характеристики участка CD.
Рис. 4.12. График рабочего режима центробежного насоса при наличии подкачки с постоянным расходом QП; а - схема трубопровода; б - графическое определение рабочей точки.
6) Сложный трубопровод (рис. 4.13, а), состоящий из параллельных участков ВС и ЕС и последовательно присоединенного к ним участка CD. В пунктах В и С установлены одинаковые насосы № 1 и № 2 с напорной характеристикой, определяемой кривой 1 (рис. 4.13, 6). Суммарная напорная характеристика параллельно работающих одинаковых насосов - кривая 2. Гидравлические характеристики участков ВС, ЕС и CD представлены кривыми 3, 4 и 7; суммарная гидравлическая характеристика параллельных участков ВС и ЕС - кривой 6, а всей параллельно-последовательной системы - кривой 5. Точка (А) пересечения суммарных кривых 2 и 5 определяет режим работы системы. Каждый из насосов создает напор НА, а расход QБ, причем QA = 2 QБ. При расходе QБ на участке ВС требуется напор НБ1, а на участке ЕС - НБ2. Отрезки НА - НБ1 и Н - НБ2 характеризуют влияние сопротивления участка CD на соответствующий насос. Режим работы системы при отключении какого-либо насоса определяется точкой пересечения кривой 1 с соответствующей суммарной кривой, найденной сложением ординат кривых 3 и 7 или 4 и 7. С увеличением крутизны кривой 7 снижается эффективность работы насоса. Особенно внимательно следует проверять режим работы такой сложной системы при использовании разных насосов. На рис. 4.7 кривые 1 и 1' определяют напорные характеристики разных центробежных насосов № 1 и № 2 (см. рис.4.13, а). Остальное построение аналогично рассмотренному на (рис. 4.13, 6). Режим системы определяет точка А. Насос № 1 работает в режиме, определяемом точкой Б1, а № 2- точкой Б2. Подача насосов соответственно QБ1 и QБ2, а напор, создаваемый ими, - НА, причем QA = QБ1+ QБ2. При указанных подачах на участке ВС требуется напор h1, а на участке ЕС-h2 > HA. Последнее противоречит физическому смыслу, следовательно, насос № 2 необходимо поставить в пункте В, а насос № 1-в пункте Е. Тогда на участке ВС при расходе QБ1, потребный напор будет h1', а на участке ЕС при расходе QБ2- h2'. Здесь следует подчеркнуть, что насос с меньшей напорной характеристикой следует ставить на участке с большей крутизной гидравлической характеристики, а насос с большей напорной характеристикой, наоборот, на участке с меньшей крутизной гидравлической характеристики. Отрезки НА- h1' и НА- h2' характеризуют влияние сопротивления участка CD на соответствующий насос. С увеличением крутизны кривой 7, т.е. с увеличением сопротивления в трубопроводе на участке CD, эффективность работы насосов будет еще ниже.
Рис. 4.13.График рабочего режима одинаковых центробежных насосов при работе на трубопровод, имеющий параллельно-последовательно соединенные участки разного диаметра и длинны: а - схема трубопровода; б - графическое определение рабочей точки.
Рис. 4.14. График рабочего режима разных центробежных насосов при работе на трубопровод, имеющий параллельно - последовательно соединенные участки разного диаметра и длинны 3.Термины, определения и используемые сокращения
Линейная часть магистрального нефтепровода – совокупность участков трубопровода, соединяющих нефтеперекачивающие станции между собой либо с приемо-раздаточными пунктами и сооружениями, входящими в состав нефтепровода. К сооружениям линейной части магистрального нефтепровода относятся: собственно трубопровод, переходы через естественные и искусственные препятствия, линии электропередач и технологической связи, электроустановки на трассе, установки электрохимической защиты от коррозии, устройства энергосбережения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты, лупинги, узлы приема и пуска очистных и диагностических устройств, вертолетные площадки, опознавательные и сигнальные знаки, площадки для локализации и сбора нефти, противопожарные средства, противоэрозионные защитные сооружения, вдоль трассовые проезды и переезды через нефтепровод и подъезды к ним, постоянные дороги. Охранная зона магистрального трубопровода (нефтепровода) – территория с особыми условиями землепользования, прилегающая к трубопроводным объектам, устанавливаемая с целью обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения трубопроводных объектов. Трасса трубопровода – линия (на карте или условная на местности), обозначающая местоположение и направление трубопровода. Подземный переход магистрального нефтепровода – участок подземного нефтепровода при переходе через естественную или искусственную преграды. Подводный переход магистрального нефтепровода – участок нефтепровода, проложенный через реку или водоем шириной в межень более 25 м. Воздушный переход магистрального нефтепровода – участок надземного нефтепровода, проложенного на специальных опорах при переходе через естественную или искусственную преграды. Эксплуатация магистрального нефтепровода – совокупность процессов приемки, сдачи и технического обслуживания, диагностики и ремонта объектов магистрального нефтепровода. Перекачка – процесс перемещения жидкости по трубопроводу с помощью насосных установок. Гидравлический уклон – потери напора на трение, отнесенные к единице длинны трубопровода, другими словами, это тангенс угла наклона линии падения напора. Лупинг - участок трубопровода, который прокладывается параллельно основной магистрали с целью уменьшения гидравлического сопротивления, что приводит к увеличению пропускной способности нефтепровода. Вставки - участки трубопроводов другого диаметра, соединенные сваркой в одну нитку с основной магистралью.
Материалы к лекциям План лекций Лекция 1 1. Определение потерь напора в трубопроводе. 2. Коэффициент гидравлического сопротивления. 3. Упрощенная формула Л.С.Лейбензона. 4. Гидравлический уклон в магистралях и на участках с лупингами и вставками. Лекция 1 1. Эквивалентные нефтепроводы: - нефтепроводы переменного диаметра; - параллельные нефтепроводы. 2. Определение режимов работы насосов при работе на трубопровод: - определение режима работы насосов при hст=0, hст> 0, hст< 0; - определение режима работы насосов при изменении температуры перекачиваемой жидкости; - определение режимов работы насосов при работе на сложный трубопровод; - определение режима работы насосов при сбросах и подкачках; - определение режима работы насосов при параллельном соединении; - определение режима работы насосов при последовательном соединении.
Задание для лабораторной работы Лабораторная работа №3 «Определение рабочей точки центробежного насоса» Цель работы. Научиться определять режим работы нагнетателя, построить совмещенную характеристику нагнетателя при работе в системе.
Общие сведения. Работа нагнетателя всегда рассматривается в связи с гидравлической характеристикой сети. Под " сетью" понимается трубопровод (или трубопроводы), на преодоление сопротивления в которых приходиться затрачивать энергию (напор), создаваемую нагнетателем. Наиболее простой пример сети – трубопровод длиной L (см. рис. 4.15).
Напор жидкости создается нагнетателем Ц. На преодоление сопротивления трубопровода потребуется энергия Н (Н – полная энергия). Её можно вычислить по формуле 4.67.
где Р1 – давление жидкости в точке 1, Па; Р2 – давление жидкости в точке 2, Па; ρ – плотность жидкости, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2; υ 1 – средняя скорость жидкости в точке 1, м/с; υ 2 – средняя скорость жидкости в точке 2, м/с; Δ Z – изменение положения (уровня) жидкости, м. Зная величину сопротивления трубопровода при различных расходах жидкости Q, можно построить гидравлическую характеристику сопротивления трубопровода (рис. 4.16.) в координатах H-Q.
Из рисунка видно, что для некоторого режима работы трубопровода с расходом QВ, приходиться затрачивать напор НВ на преодоление сопротивления сети. Режим работы нагнетателя на данный трубопровод (сеть) определяется графическим путём построения в одних координатах характеристик нагнетателя и трубопровода (сети). Точка пересечения этих характеристик является рабочей точкой нагнетателя (рис. 4.17).
Уравнение 4.67 имеет несколько частных случаев: а). Трубопровод горизонтален – начало и конец трубопровода имеют одинаковое высотное положение, Δ Z = 0. Тогда:
б). Диаметры трубопровода в начальной и конечной точке одинаковы, т.е. одинаковы и значения скоростей, υ 1 = υ 2. Тогда
Для определения " совместимости" данного нагнетателя и данного трубопровода целесообразно в этих же координатах построить характеристику КПД (рис. 4.18).
Желательно, чтобы рабочая точка (по подаче) располагалась в области высоких КПД. Если рабочая точка лежит в области низких КПД, то следует подобрать нагнетатель с другими характеристиками. Деление кривой КПД на области носит условный характер, приемлемость работы насоса с таким КПД определяется экономическим расчётом.
Описание лабораторного стенда для снятия характеристики сети и определения рабочей точки центробежного насоса Определение основных параметров насоса и сети при их совместной работе и построение рабочей (режимной) точки производится на лабораторном стенде, изображенном в лабораторной работе №2 на рис. 2.23. Роль сети выполняет трубопровод ограниченный манометрами М5 и М11. В выполняемой работе жидкость подается через вентиль В1 во всасывающий патрубок центробежного насоса. Путём закрытия крана К19 и открытия крана К2 жидкость подается в сеть (на участке " сеть" все краны должны быть открыты). Кран К2 используется для изменения подачи в системе, которая определяется с помощью расходомера Р2 и секундомера. По разности показаний манометров М5 и М11 определяются потери напора в сети. Оформление отчета Отчет должен содержать: - номер лабораторной работы, её название; - цель работы; - основные расчетные формулы; - протокол испытаний - пример расчета параметров; - графики напорной (Q-Hнасоса) и энергетической (Q-h) характеристик центробежного нагнетателя; - график характеристики сети (Q-Hсети). Задания для практических занятий Примеры решения задач. 1. Расход перекачки дизельного топлива (ρ д=840 кг/м3; ν д=11 сСт) в нефтепродуктопроводе (Ø =530 мм; δ =8 мм; Δ =0, 3 мм) равен 950 м3/ч. Рассчитать коэффициент гидравлического сопротивления λ д. Решение: Скорость течения дизельного топлива:
Число Рейнольдса вычисляется по формуле:
что означает турбулентный режим течения в зоне гидравлически гладких труб. Воспользовавшись формулой Блазиуса, получаем:
Ограничение по числу Рейнольдса: 2. Определить гидравлический уклон участка нефтепродуктопровода (D=377 мм; δ =8 мм; Δ =0, 2 мм), перекачивающего дизельное топливо (ν д=11 сСт) с расходом 500 м3/ч. Как изменится гидравлический уклон, если с тем же расходом по участку будут перекачивать бензин (ν б=0, 6 сСт)? Решение: Скорость течения дизельного топлива:
Число Рейнольдса вычисляется по формуле:
Воспользовавшись формулой Альтшуля, получаем:
Гидравлический уклон равен:
Если бы по нефтепродуктопроводу перекачивали бензин, о число Рейнольдса было бы равно:
коэффициент гидравлического сопротивления
гидравлический уклон
Задачи 1. Расход перекачки бензина (ρ б=750 кг/м3; ν б=0, 6 сСт) в нефтепродуктопроводе (Ø =530 мм; δ =8 мм; Δ =0, 3 мм) равен 1110 м3/ч. Рассчитать коэффициент гидравлического сопротивления λ д. 2. Найти коэффициент гидравлического сопротивления и потери напора на трение при перекачке по трубопроводу диаметром 361 мм (Δ =0, 15 мм) и протяженностью 125 км дизельного топлива (ρ д=840 кг/м3; ν д=9 сСт) с расходом 400 м3/ч. 3. Найти коэффициент гидравлического сопротивления и потери напора на трение при перекачке по трубопроводу диаметром 361 мм (Δ =0, 15 мм) и протяженностью 125 км бензина (ρ б=740 кг/м3; ν б=0, 6 сСт) с расходом 400 м3/ч. 4. Каковы потери напора и давление в начале участка трубопровода, необходимое для перекачки бензина (ρ б=750 кг/м3; ν б=0, 6 сСт) по участку нефтепродуктопровода (L=110 км; D=377 мм; δ =8 мм; Δ =0, 25 мм) с расходом 500 м3/ч, если высотные отметки начала и конца этого участка равны 100 и 25 м, соответственно, а давление в конце участка – 0, 5 МПа? Принять, что потери напора на преодоление местных сопротивлений составляют 2% от потерь напора на трение. 5. Определить гидравлический уклон участка нефтепродуктопровода (D=377 мм; δ =8 мм; Δ =0, 2 мм), перекачивающего дизельное топливо (ν д=9 сСт) с расходом 650 м3/ч. Как изменится гидравлический уклон, если с тем же расходом по участку будут перекачивать бензин (ν б=1 сСт)? 6. По нефтепродуктопроводу, состоящему из двух последовательно соединенных участков (L1=110 км; D1=377 мм; δ 1=6 мм; Δ 1=0, 2 мм; L2=100 км; D2=530 мм; δ 2=8 мм; Δ 2=0, 25 мм) перекачивают дизельное топливо (ρ д=840 кг/м3; ν д=9 сСт) с расходом 500 м3/ч. С помощью эквивалентного диаметра и эквивалентной длины определить потери напора на трение в нефтепродуктопроводе. 7. По нефтепродуктопроводу, состоящему из двух параллельных участков одинаковой длины(D1=377 мм; δ 1=6 мм; Δ 1=0, 2 мм; D2=530 мм; δ 2=8 мм; Δ 2=0, 25 мм, L=100 км) перекачивают бензин (ρ б=750 кг/м3; ν б=0, 6 сСт) с расходом 500 м3/ч. С помощью эквивалентного диаметра определить потери напора на трение в нефтепродуктопроводе. 8. Определить рабочую точку совместной работы сети и насосной станции, если известно, что насосная станция оборудована двумя последовательно соединенными насосами НМ 1250-260 (напорная характеристика имеет вид H=295-0, 363× 10-4× Q2) и перекачивает нефть (ρ н=870 кг/м3; ν н=5 сСт) с расходом 1000 м3/ч, а участок нефтепровода имеет длину 100 км, диаметр 530 мм (δ =8 мм; Δ =0, 25 мм), разность геодезических высот начального и конечного пункта составляет 30м. Популярное:
|
Последнее изменение этой страницы: 2016-03-17; Просмотров: 1616; Нарушение авторского права страницы
(4.13)
(4.14)
(4.15)
(4.16)
(4.17)
(4.18)
(4.58)
(4.59)
(4.60)
(4.61)
(4.62)
(4.63)
(4.64)
(4.65)
выполняется.
