- •Введение
- •1 Расчет характеристики сети
- •1.1 Обработка исходных данных
- •1.2 Определение диаметров труб всасывающей и нагнетательной линий.
- •1.3 Определение истинных скоростей движения жидкости
- •1.4 Определение расчетного сопротивления сети и построение ее характеристики
- •2 Выбор насоса
- •2.1 Выбор типа и марки насоса
- •2.5 Определение допустимой высоты всасывания центробежного насоса и кавитационного запаса сети
- •Подставляя числовые значения в формулу (40), получим:
- •2.6 Подбор электродвигателя
- •3 Описание насосной установки
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 |
|||||||
2-8 |
205 |
60 |
70 |
600 |
0,36 |
3 |
3 |
50 |
Примечания:
1. Сопротивление фильтра Рф = 0,1 МПа.
2. Потеря давления в диафрагме Рд = 0,02 МПа.
3. Потеря давления в регулирующем клапане Ркл = 0,12 МПа.
4. Сопротивление одного теплообменника Рт = 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 20С;
- температурная поправка на 1С.
Определим удельный вес Приволжской нефти , Н/м3 при t =20С по формуле:
20 = 20g, (2)
где: 20- плотность жидкости при температуре плюс 20С;
g- ускорение свободного падения, м/с2 .
Согласно [2, c.22] 20 = 0,8230 г/см3 = 823,0 кг/м3.
После подстановки числовых значений в формулу (2) получим:
20 = 823,09,81 = 8074 Н/м3 = 0,8074 г/(см2сек2).
Определим температурную поправку в зависимости от удельного веса , Н/м3. Согласно [3, c.420], = 0,000765.
После подстановки числовых значений в формулу (1) получим:
60 = 0,8074 - 0,000765(60 - 20) = 0,7768 г/(см2сек2) = 7768 Н/м3.
Кинематические коэффициенты вязкости Приволжской нефти, согласно [2, c.20], при температуре t = 20C и при температуре t = 50C соответственно равны:
20 = 8,35 сСт = 8,3510-6 м2/с;
50 = 2,69 сСт = 2,6910-6 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 = 20С, t2 = 50С 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:
Vвс=1,5 м/c, Vнаг=2,5 м/c.
Расчетный внутренний диаметр определим согласно [6, c.3] по формуле:
, (5)
где QP – 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 dВН dР.
Для нагнетательного трубопровода выбираем трубу с dН = 180 мм и толщиной = 5 мм, для всасывающего трубопровода – трубу с dН = 245 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: