Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 [ 5 ] 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84

ТАБЛИЦА 2.12

Характеристика нефтей

Нефтедобывающий район

Относительная плотность при 20» С р,о

Кинематическая вязкость, сет, при ( = 20° С

Температура застывания, °С

Коми АССР Пермская область Удмуртская АССР Башкирская АССР Татарская АССР

Куйбышевская область

Оренбургская область

Саратовская область

Волгоградская область

Астраханская область и Калмыцкая АССР

Азербайджанская ССР Дагестанская АССР Чеченв-Ингушская АССР Ставропольский край Краснодарский край Молдавская ССР Украинская ССР Белорусская ССР Литовская ССР Калининградская область

Казахская ССР Узбекская ССР Туркменская ССР Западная Сибирь О. Сахалин

Северные районы европейской

0,8225-0,8490 0,8022-0,9596 0,8535-0,9213 0,8460-0,9181 0,8460-0,9100

Среднее и Нижнее

0,7904-0,8820 0,8088-0,9331 0,8195-0,8465 0,7980-0,9233 0,7628-0,8787

Кавказ и западные районы

0,7855-0,9205 0,8023-0,8859 0,7980-0,8622 0,8031-0,8619 0,7710-0,9383

0,9414 0,8045-0,8780 0,8252-0,8733 0,8071-0,8146 0,8298-0,8364

Восточные

0,8126-0,9083 0,8148-0,8893

0,8580 0,8151-0,8998 0,8439-0,8809

части СССР и Урала

6,20-13,76 4,28-161,80 8,14-163,30 6,70-89,80 8,70-98,30

Поволжье

2,58-27,12 4,27-57,41 5,35-36,27 3,01-163,33 1,39-13,54

европейской части СССР

1,48-203,00 10,41-48,64 3,12-21,36 5,36-11,66 (vo) 1,60-310,30 351,50 (v»o) 3,21-22,10 13,67-94,22 5,49-8,47 8,93-10,97 районы СССР

5,44-202,60 1,97-24,83 8,60 (vo)

3,94-65,56 4.47-16,64

Содержание, %

парафина

серы

Примечание. Физико-химическая характеристика нефтей, подлежащих перекачке

вефтепгоноду, уточняется в нефтедобывающем районе до начала проектироиагшя.

ТАБЛИЦА 2.13

Формулы для определения коэффициента гидравлического сонротивления при Re>2800

Примечания. 1. При Re, больших указанных в таблице, коэффициент гидравлического сопротивления остается постояиным. 2. Расчетные фор41улы ооответотв5тот условиям применения цельнотянутых труб диаметром до 377 ми со средней абсолютной шероховатоетью 0,125 мм в сварных труб диаметром от 426 мм со средней абсолютной тероховатоотыо 6,100 мм.

ТАБЛИЦА 2.14

Дополнительный напор в зависимости от расчетной удельной подачи

резервуара, м ст. жидкости; Д2р - разность отметок максимального залива резервуара и магистрального трубопровода рассматриваемой станции с емкостью, м.

Потери напора во внешних технологических трубопроводах НПС, м ст. жидкости,

Л = Лтр + Л.м. c+AZ-f Аск, (2.40)

где Лтр - иотери напора на трение; м. е - потери напора в местных сопротивлениях; Аек - потери скоростного напора.

Атр - iLt

(2.41) (2.42)

где - коэффициент местного соиротивлрнии для турбулентного реж1гма, принимаемый по табл. 2.15 и риг. 2.8-2.12; q; - поправочный ко;)ффпппепт для ламинарного режима, принимаемый ио рис. 2.13; w - скорость в трубе за местным соиротивлйнием (по ходу жидкости), м/сек.

0,2 0,4 0,е 0,8qi/qc

Рао. 2.8. Завяовмость коэффвцнеата i от отвотення я1Чс тройвива е поворотом.

о 0,2 0.4 0,6 0,8qe/q,

Рво. 2.9. Заввопиооть коэффвцнента от отнотения Я(1ч тройника иа проход.

0.2 0,6 1,0 wjw,

Рво. 2.10. Завлсиность воаффи-цяента \ от отнотеивн «„"с для тройника.

0.9 h/D

Рве. 2.11. Зависимость коэффв-цнеята от отношения h ID для прикрытой задпяжка.

Рис. 2.12. Зависимость ковф-фвцнента \ от Dy обратно- 2 то клапана.

200 400 600 800 О,.

200 400 600 800 1000 1200 ПОО 1600 1800 2000 Не

Рие. 2.13. За<исниость коэффициента ф от Re ври .аиинарнон

режиме.

•;аказ 156

ТАБЛИЦА 2.15

Коэффициенты местных сопротавлений для турбулентного режима

Местное сопротивление

Схема

Выход из резервуара

Выход из резервуара через хлопушку

Отвод крутоизогнутый под 90° То же, 60° То же, 45°

Отвод сварной под 90° при Я/i = 1 То же, при R/d = 1,5

То же, под углом 60° при Л/i == = 1-М,5

То же, под углом 45°

Диффузор

Копфузор

Тройник с поворотом То же

Тройник с поворотом и на проход То же

Задвижка открытая То же, прикрытая Вентиль Кран

Обратный клапан

Компенсатор сальниковый То же, линзовый (волнистый)

0,50 0,85

0,35

0,25

0,15

1,00

0,70

0,55

0,50

0,20

0,10

1,20 См. рис. 2,8 См. рис. 2.9 См. рис. 2.10

0,15 См. рис. 2.11

3,50

0,10 См. рис. 2.12

0,20

В зависимости

от Dy по табл. 2.16

Продолжение табл. 2.15

ТАБЛИЦА 2.16

Коэффициент местного сопротивления \ линзового (волнистого) компенсатора в зависимости от Dy

Суммарный дифферещнальный напор рабочих насосных агрегатов НПС, м ст. жидкости,

Hac = CT + feHac -Лподп, (2.43)

где 4нас- потери напора на местные сопротивления от нагнетательногв патрубка первого насоса до выхода из регуляторов давления, м ст. жидкости; Аподп- передаваемый напор с предыдущей станции на всасывание первог* насоса, значение которого должно быть не менее требуемого для бескавита-ционной работы насоса, м ст. жидкости.

При передаче подпора с перевальной точки

Лподн =-AZ-il-kBe + iO,

(2.44)

где Д2 - разность отметок перевальной точки и данной станции, м; I - длина трубопровода от перевальной точки до данной станции, км.

Если расчетный дифференциальный напор станции меньше напора, создаваемого выбранными насосами, то во избежание непроизводительных затрат на гашение избыточного напора станции необходимо применить обрезку рабочих колес насосов. При последовательном соединении дифференциальный напор каждого насоса определяется делением суммарного дифференппаль-ного напора НПС на число рабочих насосных агрегатов; при параллельном соединении равен суммарному дифференциальному напору НПС.

Последовательная перекачка. Добываемые пефти в одном и том же районе нефти иногда имеют разные технические характеристики, по которым не всегда Допустимо их смешение при приеме с промыслов и перекачке потребителям. В этом случае требуется организация раздельной последовательной перекачки нефтей по одному трубопроводу с соблюдением требований по сохранению качества в пределах, установленных техническими нормами. При перекачке нескольких нефтепродуктов в одном направлении должна предусматриваться перекачка их последовательнв по одному магистральному нефтепро-Дуктопроводу с минимальным понижением их качества, к. Последовательную перекачку нефтей и нефтепродуктов следует вести с применением разделителей, предусматривая для их пуска и приема на НПС соответствуюпще устройства. Допускается последовательная перекачка при непосредственном контакте до окончательной проверки работы разделителей в практических условиях эксплуатации. При этом могут применяться буферные партии вспомогательного нефтепродукта, близкого по технической