следовательно режим течения жидкости турбулентный, отсюда:
λ = 0,3164/Re 0,25.
λ 1= 0,3164/10833 0,25 = 0,031
λ 2 = 0,3164/12567 0,25 = 0,03
λ3 = 0,3164/15491 0,25 = 0,028.
Отсюда,
i1 = 0,031*1,21/2*9,8*0, 325 = 0,0059 м Пивные бокалы богемия купить.
I2 = 0,03*1,21/2*9,8*0, 377 = 0,0049 м
I3 =0,028*1,44/2*9,8*0, 426 = 0.0052 м
7. Определение полного напора, необходимого при перекачке нефти по трубопроводу с конкретным значением гидравлического уклона производится по формуле
Н = 1,02 i L + ΔZ + N hост KП, (7)
где i - гидравлический уклон;
L - длина трубопровода; (м)
ΔZ - разность геодезических высот начала и конца трубопровода; (м)
N - число эксплуатационных участков, на границах которых расположены промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС) (при данных расчетах этим значением мы можем пренебречь);
hост KП - остаточный подпор, который должен быть передан на конечный пункт или промежуточную НПС, оснащенную резервуаром (при данных расчетах этим значением мы можем пренебречь);
1,02 - коэффициент, учитывающий потери на местные сопротивления.
В формуле (7) слагаемое N hост KП должно определяться, исходя из задаваемой сжатой трассы трубопровода и мест расположения НПС. В данном курсовом проекте этим слагаемым можно пренебречь.
Итак, Н1 = 1,02*0,0059*1440000+2450 = 1115,6 МПа
Н2 = 1,02*0,0049*1440000+2450 = 964,7 МПа
Н3 = 1,02*0.0052*1440000+2450 = 1008,8 МПа
8. Расчетный напор НПС принимается равным напору, развиваемому магистральными нефтеперекачивающими насосами (см. таблицу 4)
Нст = m hнac, (8)
где m - число насосов на НПС (обычно принимается m = 3);
hнac - номинальный напор, развиваемый насосом. (второе число в номере насоса).
Нст1 = 3*475 = 1425 МПа
Нст2 = 3*460 = 1380 МПа
Нст1 = 3*300 = 900 МПа
9. Расчетное число насосных станций будет
n0 = (Н -N hПН) / НСТ. (9)
В формуле (9) вычитаемое N hПН можно принять равным нулю.
Полученное значение n0 округляется в большую или меньшую сторону. При округлении в большую сторону необходимо сооружение лупинга. При округлении в меньшую сторону перекачка нефти возможна с помощью вставки нефтепровода меньшего диаметра, обточкой колес перекачивающих нефтяных насосов или организацией циклической перекачки без изменений характеристик насосных агрегатов и линейной части трубопровода. С целью упрощений в настоящем курсовом проекте n0 округляется в большую сторону и предполагается перекачка нефти без изменений линейной части трубопровода.
n01 = (1115,6-0) / 1425 = 1
n02 = 964,7/1380 = 1
n03 = 1008,8/900 = 2
10. Капитальные затраты на сооружение трубопроводов с лупингами определяем из выражения:
К = CL + СпХл + Сгнс + (n0 - 1) Слнс + CpVp, (10)
где:
Сп - стоимость единицы длины параллельного трубопровода (лупинга) (табл. №.3);
ХЛ - длина лупинга;
С - стоимость единицы длины основного трубопровода;
Спнс, Сгнс - стоимость соответственно промежуточной и головной
насосной станции;
Ср - стоимость единицы резервуара;
(При определении стоимости резервуарного парка стоимость 1 куб. м емкости принимают равной 33 руб.)
Vp - суммарная установленная вместимость на трубопроводе.
Vp= (πD2/ 4) L - объем цилиндра, или Vр = π R2 L, где π = 3,14
Затраты (стоимость) на строительство линейной части трубопровода приведены в таблице 3.
Стоимости сооружения головной и промежуточных (линейных) насосных станций приведены в таблице 4.
Итак, Vр = π R2 L. Отсюда:
Vр1 = 3,14* (0,1535*10-3) 2* 1440 = 106,5 м3
Vр2 =3,14* (0,1795*10-3) 2* 1440 = 145,7 м3
Vр3 =3,14* (0, 203 *10-3) 2* 1440 = 186,3 м3