1 Расчет характеристики сети

1.1 Обработка исходных данных

1- резервуар; 2 – трубопровод всасывающий 3 – насос; 4 – задвижка;

5 – фильтр; 6 - диафрагма; 7 – клапан регулирующий; 8 – теплообменник;

9 – трубопровод нагнетательный; 10 – колонна.

Рисунок 1 – Установка для подачи Приволжской нефти в колонну.

Таблица 1 – Исходные данные .

№ вар.	Q, м3/ч	t, С	вс, м	н, м	РК, МПа	Кол-во теплооб-в	Отметки
							Н, м	К, м
9	90	75	40	800	0,09	6	4	14

Примечания:

1. Сопротивление фильтра Р_ф = 0,08 МПа.

2. Потеря давления в диафрагме Р_д = 0,02 МПа.

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

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

Определим удельный вес Приволжской нефти _t , кг/м³ при заданной температуре перекачки t = 60ºС согласно [3, c.7] по формуле:

_t = ₂₀-(t-20), (1)

где: ₂₀- удельный вес жидкости при температуре плюс 20С;

- температурная поправка на 1С.

Определим удельный вес Приволжской нефти , Н/м³ при t =20С по формуле:

₂₀ = ₂₀g, (2)

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

g- ускорение свободного падения, м/с² .

Согласно [2, c.22] ₂₀ = 0,8660 г/см³ = 866,0 кг/м³.

После подстановки числовых значений в формулу (2) получим:

₂₀ = 866,09,81 = 8406 Н/м³ = 0,8406 г/(см²сек²).

Определим температурную поправку  в зависимости от удельного веса , Н/м³. Согласно [3, c.420],  = 0,000712.

После подстановки числовых значений в формулу (1) получим:

₆₀ = 0,8406 - 0,000712(75 - 20) = 0,80144 г/(см²сек²) = 8014 Н/м³.

Кинематические коэффициенты вязкости Приволжской нефти, согласно [2, c.20], при температуре t = 20C и при температуре t = 50C соответственно равны:

₂₀ = 8,60 сСт = 8,6010^-6 м²/с;

₅₀ =4,60 сСт = 4,6010^-6 м²/с.

Вязкость при температуре перекачки , м²/с, определим, согласно [6, с.3], по формуле

, (3)

где ₁,  - кинематические коэффициенты вязкости при произвольной известной температуре t₁ и температуре перекачки t, м²/с;

U - коэффициент крутизны вискограммы, определяется согласно [6, с.3] по формуле:

, (4)

где ₁, ₂ - кинематические коэффициенты вязкости при известных значениях температур t₁ и t₂ в диапазоне температур перекачки, м²/с.

При t₁ = 20С, t₂ = 50С получаем

Тогда кинематический коэффициент вязкости Приволжской нефти при температуре перекачки по формуле (3)

1.2 Определение диаметров труб всасывающей и нагнетательной линий.

Скорость во всасывающем и нагнетательном трубопроводах при вязкости нефти  = 1,84 мм²/c принимаем согласно [3, c.263] по табл. 33:

V_вс=1,5 м/c, V_наг=2,5 м/c.

Расчетный внутренний диаметр определим согласно [6, c.3] по формуле:

, (5)

где Q_P – заданная расчетная подача, м³/ч;

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

После подстановки числовых значений в формулу (5) получим:

По найденным расчетным внутренним диаметрам по ГОСТ 8732-78 [7] подбираем трубы с минимальной толщиной стенки так, чтобы d_ВН  d_Р.

Для нагнетательного трубопровода выбираем трубу с d_Н = 112 мм и толщиной  = 5 мм, для всасывающего трубопровода – трубу с d_вс = 145 мм и = 7 мм.

Так как перекачиваемая жидкость – нефть является неагрессивной средой, (содержание серы 0,47%) поэтому для обоих трубопроводов выбираем сталь по группе Б – Сталь 20. Таким образом

для всасывающего трубопровода:

для нагнетательного трубопровода: