Меню

Расчет насоса для нефти

Подбор насосного оборудования НПС и расчет рабочего давления

Основное оборудование нефтеперекачивающей станции, участвующее в перекачке нефти. Определение физических характеристик нефтепродуктов при температуре перекачки. Выбор насосного оборудования. Основные характеристики магистральных и подпорных насосов.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

1.1 Основное оборудование НПС, участвующее в перекачке нефти

2.Определение расчетных свойств нефти

2.2 Расчетная вязкость перекачиваемой нефти

3.Выбор насосного оборудования НПС и расчет рабочего давления

3.1 Выбор насосов по номинальной подаче

3.2 Выбор насосов по рабочему давлению

Список используемых источников

Перекачка нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам — наиболее прогрессивный в техническом и экономическом отношении способ транспортировки, позволяющий обеспечить ритмичную поставку широкого ассортимента продуктов потребителям.

Развитие трубопроводного транспорта тесно связано с историей нефтяной промышленности.

Несмотря на то, что единовременные первоначальные затраты на проектирование и сооружение магистральных трубопроводов сравнительно велики, себестоимость перекачки нефти значительно ниже, а выработка на одного работающего в несколько раз выше, чем при перевозке нефти и нефтепродуктов другими видами транспорта.

Для проведения технологического расчета режимов работы МН необходимо определить физические характеристики нефтепродуктов при температуре перекачки. Посчитаем плотность, вязкость перекачиваемой нефти и подберем насосы по номинальной подаче.

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ

Перекачка осуществляется по схеме “из насоса в насос”, т.е. подпор на первой НПС обеспечивается за счет подпорного насоса, на остальных НПС за счет остаточного напора предыдущей НПС. Рассмотрим назначение и состав оборудования головной НПС и промежуточных НПС.

ГНПС предназначена для приема нефти из нефтепровода, хранения нефти в резервуарах и перекачку из резервуаров в магистральный трубопровод. Отличительной особенностью ГНПС является наличие резервуарного парка (8 РВС-20000 и 2 РВС-10000) и, соответственно, подпорной НПС. На остальных НПС исследуемого участка установлены только магистральные насосы, перекачка осуществляется по схеме “из насоса в насос”.

Генеральный план ГНПС содержит комплексное решение планировки и благоустройства территории, размещение зданий и сооружений, транспортных коммуникаций и инженерных сетей в соответствии с существующими нормами проектирования и конкретными геологическими и гидрогеологическими условиями и рельефом местности.

Генеральный план станции обеспечивает рациональное размещение зданий и сооружений с учетом сторон света и преобладающего направления ветров, предусматривает возможность выполнения строительным и монтажных работ современными методами с применением строительных машин новых конструкций.

В состав основных технологических сооружений ГНПС входят: основная насосная, подпорная насосная, резервуарный парк, узел учета нефти, площадка с предохранительными клапанами, фильтры-грязеуловители, блок регуляторов давления, емкости для сбора и насосы для откачки утечек.

Технологическая схема ГНПС. Технологическая схема трубопроводов предусматривает выполнение технологических операций, вытекающих из назначения станции, условий приема нефти, ее хранения и перекачки по магистральному трубопроводу. Поступая на ГНПС, нефть проходит через площадку фильтров-грязеуловителей, где очищается от механических примесей. Затем через площадку расходомеров и по коллекторам через манифольды в любой из резервуаров. Нефть из резервуаров поступает в подпорную насосную, а из нее через площадку предохранительных клапанов и узел учета подается во всасывающую линию основной насосной. Пройдя последовательно работающие насосные агрегаты и камеру регуляторов давления, нефть под давлением через камеру пуска скребка поступает в магистральный нефтепровод. Кроме того, технологическая схема позволяет выполнить следующие вспомогательные операции:

размыв парафина в резервуарах при заполнении через размывающие головки или одним из подпорных насосов;

зачистка резервуаров и трубопроводов резервуарного парка вертикальным насосом НПВ 1250-60;

пуск очистных и диагностирующих устройств с помощью камеры пуска скребка;

На нефтепроводе СГП расположены следующие основные технологические сооружения:

общее укрытие магистральных насосных агрегатов;

блок фильтров-грязеуловителей с диаметром корпуса 1400 мм и патрубками диаметром 700 мм;

блок-бокс гашения ударной волны;

подземные заглубленные резервуары для сброса нефти из системы защиты нефтепровода от повышенного давления при внезапной остановке станции. Эти резервуары используются также для сброса нефти из системы разгрузки торцевых уплотнений основных насосов, а также утечек и дренажа;

блок с двумя электроприводными регулирующими заслонками и байпасом с двумя последовательно установленными задвижками;

две площадки с предохранительными клапанами;

площадки с узлами сдвижек

Основные технологические операции, производимые на этих промежуточных насосных станциях:

перекачка нефти по схеме «из насоса в насос»;

перекачка нефти по магистральному нефтепроводу мимо станции.

1.1 Основное оборудование НПС, участвующее в перекачке нефти

К основному оборудованию НПС относятся насосы основные и подпорные и соответствующие приводы к ним. На всех станциях нефтепровода установлены в общем укрытии центробежные магистральные насосы НМ-10000-210. Насос НМ-10000-210 имеет следующие характеристики:

производительность Q = 10000 м3/ч;

допустимый противокавитационный запас hдоп = 65 м;

скорость вращения ротора насоса n = 3000 об/мин;

предельное давление, выдерживаемое корпусом насоса Рmax = 75 атм.;

мощность (при = 860 кг/м3) N = 5550 кВт;

внешняя утечка через одно концевое уплотнение не более 0,25 л/ч;

давление в камере уплотнения Р 55 атм.;

уровень звука на расстоянии 3 метра не более 100 дБа;

габариты 2505 х 2600 х 2125 мм;

произведен на Сумском насосном заводе.

Выбор центробежного насосного агрегата определяется технико-экономическими показателями с учетом условий эксплуатации.

К преимуществам использования центробежных насосов типа НМ относятся:

Относительно небольшие габаритные размеры при больших подачах и высоких напорах;

Простота непосредственного соединения вала насоса к приводящему его двигателю;

Меньшая относительная стоимость по сравнению с поршневыми, простота ремонта и эксплуатации;

Возможность широкой регулировки режима работы без остановки агрегата;

Возможность последовательной работы при недостаточно высоком напоре;

Высокий КПД при перекачке маловязких нефтей;

Сравнительная простота автоматизации насосных станций с центробежными насосами.

Насосы НМ имеют исполнение «У4» и в соответствии с ГОСТ 15150-69 размещаются в общем укрытии, относящемуся по пожаро- и взрывоопасности к классу В-Iа, категории группы смеси 2Т3.

Магистральный насос НМ-10000-210 предназначен для транспортирования нефти с температурой t = -5…80 С, вязкостью 3 см2/с, содержанием механических примесей не более 0,05% и размером не более 0,2 мм, а также для транспортирования нефтепродуктов сходных свойств. Он является одноступенчатой центробежной горизонтальной машиной с двухсторонним подводом жидкости к рабочему колесу (т.е. гидравлически разгруженным ротором) и двухзавитковым спиральным отводом жидкости от рабочего колеса. Ротор насоса вращается на подшипниках скольжения с принудительной смазкой. Концевые уплотнения торцового типа, гидравлически разгруженные. Охлаждаются они за счет прокачивания жидкости импеллером через камеру торцового уплотнения. Корпус насоса имеет горизонтальный разъём. Входной и выходной патрубки насоса направлены в противоположные стороны от оси насоса и расположены в нижней части корпуса, что обеспечивает удобный доступ к ротору и внутренним деталям насоса без отсоединения патрубков от технологических трубопроводов. Соединение входного и напорного патрубков с технологическими трубопроводами выполняется сваркой. Концевые уплотнения ротора торцевого типа рассчитаны на рабочее давление 4,9 МПа (50 кгс/см2). Насосы НМ-10000-210 рассчитаны на работу по последовательной схеме перекачки тремя насосами, при этом давление в напорном патрубке последнего работающего насоса (по ходу нефти) не должно превышать 7,4 МПа (75 кгс/см2). Чтобы повысить экономичность работы при поэтапном наращивании пропускной способности магистрального трубопровода предусматривается в насосах НМ-10000-210 применять сменные роторы на подачу 0,7 и 0,5 от номинальной.

В качестве привода к основным насосам используются электродвигатели СТД — 8000 со следующими характеристиками:

произведён на ТГЗ город Лысьва.

Основные насосы размещены в общем укрытии, разделённом воздухонепроницаемой огнестойкой стеной на два отдельных помещения: зал насосов и зал электродвигателей. Насосы с электродвигателями соединяются между собой без промежуточного вала, через специальные отверстия с герметизирующей камерой в разделительной стене. Для проведения ремонтных и наладочных работ при обслуживании насосов в общем укрытии установлен мостовой кран грузоподъемностью 20 тс, пролетом 10,5 м во взрывозащищенном исполнении.

Площадка с подпорными насосами предназначена для размещения основного технологического и механического оборудования и для создания надлежащих условий для их нормальной работы при длительной эксплуатации на открытом воздухе. Площадка относится к взрывоопасным установкам класса В-Iг группы смеси Iiа.

Читайте также:  Топливный насос ауди 100 карбюратор

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ СВОЙСТВ НЕФТИ

Для проведения технологического расчета режимов работы МН необходимо определить физические характеристики нефтепродуктов при температуре перекачки.

Плотность нефти зависит от температуры: при повышении температуры она уменьшаются, а при понижении — увеличивается.

Для определения расчётной плотности нефти необходимо определить температурную поправку:

=1,825 — 0,001315 293 =1,825-0,001315•852=0,705 кг/(м3•К)

293 — плотность нефти при 293К, кг/м3.

Расчетная плотность нефти при температуре Т=Тр=273+10=283К определяем по формуле

2.2 Расчетная вязкость перекачиваемой нефти

Вязкость — это свойство жидкости оказывать сопротивление сдвигу и характеризующее ее текучесть и подвижность. Кинематическую вязкость нефтепродукта при заданной температуре определяем по формуле Вальтера:

где Т — кинематическая вязкость нефти, мм2/с;

Ан и Вн — постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости 1 и 2 при двух температурах Т1 (Т1=273+50=323К) и Т2 (Т2=273+20=293К):

Определяем расчетную вязкость, выразив её из формулы (1.1)

3. ВЫБОР НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ НПС И РАСЧЕТ РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ

3.1 Выбор насосов по номинальной подаче

Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающих станций производится исходя из расчетной часовой производительности нефтепровода, определяемой при =Т по формуле:

где GГ — годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн. т/год;

— расчетная плотность нефти, кг/м3;

Nр — расчетное число рабочих дней в году, согласно, принимаем Nр=350 суток.

kнп — коэффициент неравномерности перекачки, величина которого принимается равной для однониточных нефтепроводов, подающих нефть к нефтеперерабатывающему заводу, а также однониточных нефтепроводов, соединяющих систему kнп=1,07.

В соответствии с расчетной часовой производительностью выбираем насосы: подпорный насос НПВ 5000-120 и магистральные НМ 10000-210.

3.2 Выбор насосов по рабочему давлению

По напорным характеристикам насосов вычисляем рабочее давление (МПа) из условия

где g=9,81м/с — ускорение свободного падения;

hп, hм — соответственно напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами при расчетной производительности нефтепровода;

mм — число работающих магистральных насосов на нефтеперекачивающей станции;

Pдоп =6,4МПа — допустимое давление запорной арматуры.

При определении допустимого давления необходимо учитывать ряд факторов: требуемую прочность арматуры, требуемую прочность корпусов.

На магистральных нефтепроводах используется арматура, относящаяся к группе среднего давления (Р=1,6 — 6,4МПа).

Корпуса насосов марок НМ и НПВ рассчитаны на предельное рабочее давление 7,4МПа.

Напорная характеристика центробежных насосов магистральных нефтепроводов (зависимость напора h от производительности Q) имеют вид полого падающей кривой

a, b — постоянные коэффициенты, определяемые по заводской характеристике насоса (см. таблицы 3, 4).

Таблица 1 — Основные параметры магистральных насосов серии НМ

Источник статьи: http://revolution.allbest.ru/manufacture/00355005_0.html

Расчёт параметров и выбор типа насоса

Для перекачки нефти и нефтепродуктов в основном используются центробежные и шестерёнчатые насосы. Их характеристики – зависимости напора Нн, мощности Nн, КПД ηн в функции расхода Q насоса – приводятся в справочной литературе. Важным показателем свойств жидкости является кавитационный запас Δhдоп, определяющий ограничение зоны рабочих режимов насоса.

Иногда удобно пользоваться аналитическими выражениями этих зависимостей, полученных эмпирическим путём. Так, в частности, аналитические зависимости напора, кавитационного запаса и КПД центробежных насосов можно представить в виде [1]

Δhдоп ном при 0,5QномQQном;

при Q> Qном;

Для шестерёнчатых насосов эти зависимости

и , (2.10)

где Qш и рш – расход и давление, создаваемые шестерёнчатым насосом.

Необходимо помнить, что в области малых давлений (р 1).

В каталогах приводятся характеристики центробежных насосов, снятые на воде. При транспортировке маловязких нефтей и нефтепродуктов эти характеристики изменений не претерпевают. Однако с ростом вязкости перекачиваемой жидкости они ухудшаются.

Формулы для расчета параметров работы насоса на нефти Hv, Qv, ηv по известным параметрам работы на воде Hв, Qв, ηв имеют вид

где kН, kQ, kη – коэффициенты пересчёта соответственно напора, расхода и КПД насоса с воды на высоковязкий продукт.

Для всех насосов с коэффициентом быстроходности 50 ≤ пs ≤ 130, кроме магистральных, пересчет характеристик производится при выполнении неравенства

νниж νверх необходимо использовать другой насос.

В качестве параметра, определяющего необходимость пересчёта, используется число Рейнольдса в следующей записи

. (2.13)

Для центробежных насосов с рабочим колесом одностороннего входа жидкости существуют три зоны, в пределах каждой из которых действует гидравлическое сопротивление, подчиняющееся разным закономерностям:

–0,774+0,58lgReн при 100 2 /с, насосом НМ 1250-260 с ротором 0,7Qн.

В соответствии с табл. 3 и 4 Приложения насос обладает следующими параметрами: п=3000 1/мин, D2=0,418 м, пs=62, Н=216,4 м, ав=0, bв=40,9·10 -6 ч 2 /м 5 , с=0,0963, с=14,3·10 -4 ч/м 3 и с= – 69,6·10 -8 ч 2 /м 6 .

Так как в насосе НМ 1250-260 колесо имеет двусторонний вход жидкости, то число Рейнольдса в насосе вычисляем по формуле (2.15)

.

Переходное и граничное числа Рейнольдса, а также коэффициент аη рассчитываются по формулам (2.16), (2.17)

Reп= 3,16·10 5 ·62 -0,305 =89747, Reгр=0,224·10 5 ·62 0,384 =109276,

Так как Re 2 /с. Параметры насоса: Qв опт=65 м 3 /ч, п=2950 1/мин, D2=0,245 м, b2=0,011 м.

Для определения необходимости пересчёта характеристик и возможности использования данного насоса для перекачки нефтепродукта следует рассчитать предельные нижнее и верхнее значения вязкости по формулам (2.12)

;

.

Так как вязкость нефти больше предельного нижнего значения v>vниж, то пересчёт характеристик – необходим. Поскольку вязкость нефти меньше предельного верхнего значения ν 2/3 =0,955; kη=0,201+0,17·lg2528=0,78.

Для нормальной работы насоса необходимо, чтобы минимальное давление рвх на входе в него превышало давление рп, при котором происходит парообразование перекачиваемой жидкости, на величину, соответствующую разности допустимого кавитационного запаса Δhдоп и скоростного напора на входе в насос

, (2.19)

где – скорость жидкости во всасывающем патрубке насоса.

Давление насыщенных паров перекачиваемых жидкостей может быть определено по следующим формулам

– для нефтей ;

где Ткип – температура начала кипения (парообразования) жидкости, 0 К.

Допустимый кавитационный запас насоса при перекачке нефти и нефтепродуктов

где kh=1,1…1,15 – коэффициент запаса; Δht и Δhν – поправки на температуру и вязкость жидкости, определяемые согласно

; ; (2.22)

hп – напор, соответствующий давлению насыщенных паров жидкости; ξвх – коэффициент сопротивления на входе в насос, вычисляемый при 565 0,354 ,

а при Reн > 9330 принимается равным ξвх=0.

Рассчитать необходимое давление на входе в насос НПВ 1250-60 при перекачке автомобильного бензина, имеющего температуру начала кипения Ткип=313 0 К. Перекачка ведётся при температуре t = 283К, расход составляет Q= 1240 м 3 /ч, плотность бензина ρ=740 кг/м 3 , вязкость ν=0,8 мм 2 /с, диаметр входного патрубка dвх =0,8 м, кавитационный запас по воде Δhдоп в =2,2 м.

Давление насыщенных паров при температуре перекачки по формуле (2.20)

Соответствующий этому давлению напор столба бензина

м.

Поправка на температуру по кавитационному запасу согласно (2.22)

Скорость бензина и число Рейнольдса во входном патрубке насоса согласно (2.19)

м/с, .

Так как Reвх > 9330, то Δhν= 0 и кавитационный запас насоса на бензине согласно формуле (2.21)

Давление с учётом кавитационного запаса на входе согласно (2.19)

Па.

Определить тип и количество насосов ГНС трубопровода длиной Lтр==425 км для перекачки 8 млн. т нефти в год (плотность ρн=878 кг/м 3 ).

Исходной величиной при выборе диаметра трубопровода является годовой план перекачки. В табл. 5 приведены основные рекомендуемые параметры магистральных трубопроводов при изотермической перекачке. Верхние пределы пропускной способности соответствуют меньшей кинематической вязкости, а рабочее давление определяется характеристикой насосов, их количеством и способом соединения. Высоковязкие нефтепродукты перед перекачкой необходимо предварительно подогревать.

Расчётное количество рабочих дней в году для магистральных трубопроводов приводится в табл. 6.

Читайте также:  Насос гарант бц 1 ремонт своими руками

По табл. 5 выбираем диаметр трубы нефтепровода, равный 530 мм. Для нефтепровода протяжённостью 425 км с трубой данного диаметра расчётное количество дней работы в году в соответствии с табл. 6 равно 356.

Рекомендуемые параметры магистральных нефтепроводовТаблица 5

Нефтепроводы Нефтепродуктопроводы
Наружный диа-метр и толщина стенки, мм Рабочее давление, МПа Пропускная способность, млн. т/год Наружный диа-метр и толщина стенки, мм Рабочее давление, МПа Пропускная способность, млн. т/год
529 (4…10) 630 (5…12) 720 (6…14) 820 (7…16) 920 (8…16) 1020 (9…12) 1220 (11…20) 5,4…6,5 5,2…6,2 5…6 4,8…5,8 4,6…5,6 4,6…5,6 4,4…5,4 6…8 10…12 14…18 22…26 32…36 42…50 70…78 219 (4…7) 273 (4…8) 325 (4…8) 377 (4…9) 426 (4…9) 529 (4…10) 9…10 7,5…8,5 6,7…7,5 5,5…6,5 5,5…6,5 5,5…6,5 0,7…0,9 1,3…1,6 1,8…2,2 2,5…3,2 3,5…4,8 6,5…8,5

Количество рабочих дней (пр) для магистральных трубопроводовТаблица 6

Протяжённость, км Диаметр нефтепровода, мм
До 820 включительно Свыше 820
До 250 Свыше 250 до 500 Свыше 500 до 700 Свыше 700 356/355 354/352 352/350 353/351 351/349 349/350

Часовая пропускная способность трубопровода определяется по формуле

м 3 /ч.

В соответствии с найденной производительностью выбираем насосы для оснащения насосных станций: основные – НМ 1250-260 и подпорные – НПВ 1250-60 с наибольшим диаметром ротора (см. табл. 3 и 4 Приложения).

Напор этих насосов при расчетной часовой подаче в соответствии с формулой (2.9) составляет

Нн пв =74,8 – 9,5·10 -6 ·1066 2 =64 м; Нн м =316,8 – 41,9· 10-6 ·1066 2 =269,2м.

Рабочее давление ргнс на выходе головной насосной станции

где mн м=3 – принятое количество основных насосов на станции.

Запорная арматура на нефтепроводах рассчитана на давление 6,4 МПа. Поскольку условие непревышения давления, создаваемого насосами над допустимым давлением запорной арматуры (ргнс -6 ·1066 2 =49,8 м,

а избыточный напор ΔНизб 1 на один основной насос составляет

м.

При использовании основного насоса с ротором диаметра 395 мм, создаваемый им напор Нн м1 составит согласно (2.9)

Нн м1 =271 – 43,9·10 -6 ·1066 2 =221,1 м.

Таким образом, напор одного основного насоса уменьшен на

Проверим возможность использования ротора диаметром 418 мм. Для него

Нн м2 =289,8 – 34,8·10 -6 ·1066 2 =250,3 м.

При этом снижение напора Нн мНн м2 =269,2 – 250,3=18,9м 6 Па.

Определить количество насосных станций на нефтетрубопроводе по условиям и результатам решения задачи 8, если трубопровод относится к ІІ категории, а вязкость нефти ν=0,977·10 -4 м 2 /с.

Полагая, что для нефтепровода использованы трубы из стали 13ГС по табл. 7 Приложения находим, что для этих труб σвр=510 МПа; σт=353 МПа; коэффициент надёжности по материалу k1=1,34, а трубы диаметра 530 мм выпускаются с толщинами стенок δ =8, 9 и 10 мм. Коэффициент надёжности по назначению трубопровода k2 = 1 (при Dнар ≤ 1000 мм k2=1, для Dнар = 1200 мм k2=1,05), а поскольку трубопровод относится к ІІ категории, то согласно табл. 8 Приложения коэффициент условий работы т0=0,75.

Величина расчётного напряжения σ, возникающего в металле трубы при перекачке определяется как [1]

МПа, (2.23)

где σвр – нормативное напряжение в металле трубы и сварных соединениях (см. табл. 7, 9, 10 Приложения).

Расчетную толщину стенки трубопровода без учёта влияния перепада температур по длине трубопровода определяют по формуле [1]

мм, (2.24)

где р – рабочее (избыточное) давление; Dнар – наружный диаметр трубы; kнагр – коэффициент надёжности по нагрузке (kнагр=1,15 для нефте– и нефтепродуктопроводов, работающих по системе «из насоса в насос», kнагр=1,1 – во всех остальных случаях.

Принимаем окончательную величину толщины стенки δ = 9 мм. Тогда внутренний диаметр трубы нефтепровода

Для выяснения характера протекания нефти в трубопроводе необходимо по формуле (2,15) рассчитать число Рейнольдса

.

Поскольку Re >2320, то течение – турбулентное.

Для определения величины гидравлического сопротивления трубы нефтепровода необходимо определить первое переходное число Рейнольдса, для чего предварительно необходимо рассчитать относительную шероховатость

,

где kэ – эквивалентная шероховатость (см. табл. 11 Приложения).

Первое переходное число Рейнольдса согласно [1]

.

Так как Re1>Re, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб. Поэтому коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле [1]

λ=0,3164/Re 0, 25 =0,3164/7540 0,25 =0,034.

Поскольку потери напора вследствие наличия гидравлического сопротивления принято заменять условным гидравлическим уклоном i, то его значение в зависимости от характера протекания нефти можно рассчитать по формуле [1]

, (2.25)

где м/с – скорость перемещения нефти по трубе.

Полные потери в трубопроводе рассчитываются по формуле [1]

где kмест=1,02–коэффициент учёта местных сопротивлений в трубопроводе; ΔZ=0 – разность нивелирных отметок конечной и начальной точек трассы нефтепровода; Нкп=30 м – величина напора в конечной точке трассы нефтепровода.

Расчётное количество насосных станций на трубопроводе определяется согласно [1] по формуле

.

Поскольку принятое количество станций превышает расчётное значение целесообразно определить количество основных насосов на них с целью корректировки комплектации ими насосных станций. Для этого необходимо построить зависимости Нтр(Q) и НΣн(Q), точка пересечения которых и определит оптимальное суммарное количество насосов.

Результаты расчётов для построения характеристик нефтепровода и насосных станций сведены в табл. 7, а кривые приведены на рис. 2.

На рис. 2 приведена совмещённая характеристика нефтепровода и насосных станций при общем числе работающих насосов пн. м =12, 13, 14 и 15. Видно, что при данном количестве работающих насосов производительность нефтепровода составляет соответственно 1036, 1071, 1100 и 1136 м 3 /ч. Таким образом, проектная производительность нефтепровода обеспечивается при работе на станциях 13 насосов.

Q, м 3 /ч Н=1,02iLтрz+nэНкп, м Н=Нн пв+тн м Нн м, м при тн м
327,1 3230,1 3494,1 3758,1 4022,1
897,3 3121,8 3632,2 3887,4
1622,5 2970,5 3213,4 3456,3 3699,2
2503,2 2776,1 3003,2 3230,3 3457,4
2538,7 2746,5 2954,3 3162,1
4687,6 2258,2 2443,2 2628,2 2813,2

При распределении этого количества насосов по станциям необходимо руководствоваться следующем [1]:

– большее их число должно быть установлено на станциях, расположенных в начале трубопровода, а меньшее – на его конце;

– для удобства обслуживания линейной части четвертый и пятый перегоны между станциями должны быте примерно одинаковой длины.

Исходя из сказанного, выбираем следующую схему комплектования насосных станций магистральными насосами: 3 – 3 – 3 – 2 – 2.

Выполнить расстановку насосных станций по трассе нефтепровода по условиям задачи 8 с учётом того, разность нивелирных отметок конца и начала трубопровода ΔZ= – 125,5 м, перевальная точка отсутствует.

Вычисляем длину первого перегона, на который хватило бы напора магистральных насосов головной станции Нгнс =тн нм Нн нм при условии, что нефтепровод был бы горизонтальным, по формуле

Дальнейшие расчёты целесообразно произвести графическим путём, для чего обратимся к рис. 3. В начале нефтепровода (т. А1) по оси ординат откладывается отрезок А11, пропорциональный напору магистральных насосов головной станции Нгнс = 663,3 м, а по оси абсцисс в некотором масштабе – отрезок А12,пропорциональный длине первого перегона L1= =92634 м. Линия Б12 и есть гидравлический уклон нефтепровода с учетом местных сопротивлений.

В точке пересечении линии гидравлического уклона с профилем трассы (т. А2) располагается промежуточная насосная станция НС 2. Восстанавливая из этой точки перпендикуляр и откладывая на нём отрезок А22, пропорциональный напору магистральных насосов этой станции Ннс2= Нгнс = 663,3 м, получают точку Б2, из которой проводится прямая А32 гидравлического уклона нефтепровода, параллельная прямой А21. В точке пересечения прямой с трассой трубопровода находится промежуточная насосная станция НС 3.

Читайте также:  Дренажный насос grundfos pa 4008

Положение промежуточных насосных станций НС 4 и НС 5 определяется аналогично, с тем лишь отличием, что создаваемые этими станциями напоры Ннс4 =Ннс5= 2·221,1 = 442,2 м.

Расстановка насосных станций выполнена правильно, если проведённая из точки Г на отрезке А55 линия гидравлического уклона пересекает трассу трубопровода в конечной её точке.

Аналогично выполняется расстановка станций в пределах каждого эксплуатационного участка, когда таких участков несколько.

Определить возможность использования первого по ходу (подпорного) насоса для схемы перекачивающей станции, приведенной на рис. 4. Перекачивается нефть, имеющая плотность ρн=860 кг/м 3 и кинематическую вязкость ν=25·10 -6 м 2 /с, с расходом Q=1100 м 3 /ч насосами НПВ 1250-60. Принять, что наиболее удаленный резервуар находится на расстоянии Lc=870 м от подпорного насоса, а остальные величины: zр=5 м, zпн= –1,5 м, kэ=0,2 мм. Нефть с температурой начала кипения Ткип=315К перекачивается при температуре Т=293К.

Как известно, для нормальной работы насоса необходимо, чтобы минимальное давление рвх на входе в него превышало давление рп, при котором происходит парообразование нефти, на величину, соответствующую разности допустимого кавитационного запаса Δhдоп и скоростного напора её на входе в насос согласно формуле (2.19). Поэтому следует проверить обладает ли установленный подпорный насос необходимой всасывающей способностью в условиях преодоления потоком нефти местных сопротивлений трубопроводной сети станции.

Согласно [1] величина давления на входе насоса связана с потерями напора в элементах сети соотношением

(2.26)

где zр=5 м и zпн=–1,5 м – геодезические высоты соответственно днища резервуара и оси входного патрубка насоса; Нвзл=0,3 м – высота взлива (уровень) нефти в резервуаре; vвх– скорость нефти на входе в насос; D1=0,8 м – диаметр входного отверстия насоса; Σhт – потери от действия сил трения в трубопроводе; Σhмс – потери от действия местных сопротивлений в трубопроводе.

Для определения скорости нефти на входе в насос воспользуемся правилом неразрывности потока, в соответствии с которым

м/с,

где м/с – скорость нефти в трубопроводе.

Потери, обусловленные гидравлическим уклоном i, определяются коэффициентом гидравлического сопротивления λ, зависящим от числа Рейнольдса

,

где число Рейнольдса для трубопровода согласно (2.15)

и для входа в насос .

Величина гидравлического уклона согласно (2.25)

‰ ,

Согласно технологической схеме (см. рис. 4) на пути нефти от резервуара до насоса местные сопротивления возникают в следующих элементах сети:

– на выходе нефти из резервуара;

– в однолинзовом компенсаторе;

– в четырёх тройниках с поворотом;

– на входе в вертикальный насос.

Согласно [1] величины местных сопротивлений являются функцией числа Рейнольдса и вычисляются через коэффициенты ξ:

– для выхода из резервуара ξрез=0,92;

– для однолинзового компенсатора

– для полностью открытой задвижки ξзадв=0,15;

– для тройника:

– для отвода на 90 0 ξ90=0,35+3,58·10 -3 exp[3,56·10 -5 (150000-Re)=

=0,35+3,58·10 -3 exp[3,56·10 -5 (150000-30515)=0,602;

– светлых нефтепродуктов ξтр пр=1,7;

– тёмных нефтепродуктов ξтр пр=2,2;

– на входе в вертикальный насос двустороннего всасывания

при Re ≤32000;

– для диффузоров

– для конфузоров ориентировочно можно принять

Для рассчитываемого варианта

;

Таким образом, сумма величин местных сопротивлений

а суммарные потери от местных сопротивлений

м.

Величина давления на входе в насос по условию парообразования согласно (2.19)

м, (2.27)

Па,

а соответствующий ему напор м.

Допустимый кавитационный запас согласно (2.21) и (2.22)

где Δhдоп в =2,2 м – допустимый кавитационный запас по воде (см. табл. 5 Приложения);

=0,471·5,45 0,45 =1 м;

м,

.

Так как величина входного давления, рассчитанного по формуле (2.26) превышает величину давления по парообразованию (2.27), всасывающая способность подпорного насоса обеспечивается.

Расчёт трубопровода

В задачу технологического расчета трубопроводов входит определение оптимальных параметров трубопровода (диаметр трубопровода, давление нагнетания насосных станций, толщина стенки трубы, количество насосных станций); расположение перекачивающих станций по трассе трубопровода; расчет режимов эксплуатации трубопровода.

Расчетную толщину стенки трубопровода определяют по формуле

, (2.28)

, (2.29)

где – напряжения в трубе от продольных усилий, обусловленных перепадом температур; α=12·10 -6 град -1 ; Е=2,06·10 5 МПа – модуль упругости стали; ΔТ – расчётный температурный перепад; dвн – внутренний диаметр трубы.

Абсолютные значения величин положительного и отрицательного перепада определяются по формулам

и , (2.30)

где μ=0,3 – коэффициент Пуассона.

Полученное расчётное значение толщины трубы округляется до ближайшего большего стандартного значения.

Определить толщину стенки нефтепродуктопровода диаметром 530 мм и длиной 160 км без промежуточных насосных станций, рассчитанного на рабочее давление р=6,4 МПа. Температура перекачиваемого нефтепродукта Тн=282К.

По табл. 7 Приложения находим, что для нефтепровода можно использовать прямошовную трубу с контролируемой прокаткой, изготовленную из стали 08ГБЮ (σвр=510 МПа, σт=350 МПа) или стали 09ГБЮ (σвр=550 МПа, σт =380 МПа).

При этом способе изготовления согласно таблице k1=1,4. Для диаметра трубопровода 530 мм k2= 1, а коэффициент условий работы т0=0,9.

Расчётное сопротивление металла согласно [1] для стали О8ГБК

МПа,

где k2=1 – коэффициент надёжности по назначению нефтепровода (для труб с Dн≤1000 мм k2=1, при Dн>1000 мм k2=1,05).

Поскольку в нефтепроводе нет промежуточных перекачивающих насосных станций, то коэффициент надёжности по нагрузке kнагр =1,1. Тогда по формуле (2.28), полагая ψ=1, определяется предварительное расчётное значение толщины стенки трубопровода

м.

Полученное расчётное значение толщины стенки округляется до ближайшего большего по сортаменту равного, например, δ=0,007 м. Так как округление произведено до наибольшего стандартного значения с запасом, то нет необходимости рассматривать применение стали 09ГВЮ.

Значения максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов по формуле (2.30)

град. и град.

В дальнейшем расчете используется бóльшая из величин ΔТ= 92,9 град.

Величина продольных осевых сжимающих напряжений определяется согласно [1]

МПа.

Знак минус указывает на наличие напряжений от осевых сжимающих усилий. Поэтому необходимо скорректировать принятое ранее значение коэффициента ψ по формуле (2.29)

.

Тогда в соответствии с формулой (2.28) расчётная величина толщины стенки трубопровода

м.

Таким образом, ранее принятая толщина стенки δ=0,007 м может быть принята как окончательный результат.

3. ЗАДАНИЕ НА РАСЧЁТНО-ГРАФИЧЕСКУЮ РАБОТУ

Вариант задания выбирается студентом по числу, образованному двумя последними цифрами зачётной книжки, по таблице 8.

№ варианта Длина трубопровода Lтр, км Годовой объём транспортировки Q, млн. т. Нефтепродукт Регион Катего-рия трубо-провода Разность нивелир-ных отметок, Δz, м Мини-мальная температура грунта, Т, 0 К
8,2 бензин Урал В
22,8 нефть Зап. Сибирь ІІІ
6,9 диз. топливо Европ. часть ІІ –21
3,4 реактив. топл. Д. Восток ІV
6,4 бензин Вост. Сибирь І –37
1,8 реактив. топл. Европ. часть В
нефть Урал ІІІ
2,8 диз. топливо Зап. Сибирь ІІ –15
3,8 бензин Урал ІІ –42
0,9 реактив. топл. Европ. часть І
8,1 диз. топливо Зап. Сибирь ІV
13,4 нефть Д. Восток ІІІ –77
2,5 бензин Вост. Сибирь І
5,7 диз. топливо Д. Восток В
7,2 нефть Урал В –65
4,6 реактив. топл. Зап. Сибирь ІІІ –22
3,7 реактив. топл. Европ. часть І
3,2 диз. топливо Вост. Сибирь ІV
5,9 бензин Д. Восток ІІ –31
4,8 диз. топливо Вост. Сибирь ІІ
17,8 нефть Европ. часть ІІІ
1,1 реактив. топл. Зап. Сибирь ІV
7,6 бензин Урал В –82
1,5 диз. топливо Вост. Сибирь І
36,2 нефть Д. Восток ІV

4. РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА

1. Тугунов П.И. Типовые расчёты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов. [Текст] / П.И.Тугунов, В.Ф.Новосёлов, А.А.Коршак, А.М. Шаммазов. – Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002. – 658 с.

Источник статьи: http://infopedia.su/14x3a80.html

Adblock
detector