Расчет насоса для нефти

Для нормальной работы насоса необходимо, чтобы минимальное давление р_вх на входе в него превышало давление р_п, при котором происходит парообразование перекачиваемой жидкости, на величину, соответствующую разности допустимого кавитационного запаса Δh_доп 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 Т_кип – температура начала кипения (парообразования) жидкости, 0 К.

Допустимый кавитационный запас насоса при перекачке нефти и нефтепродуктов

где k_h=1,1…1,15 – коэффициент запаса; Δh_t и Δh_ν – поправки на температуру и вязкость жидкости, определяемые согласно

; ; (2.22)

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

а при Re_н > 9330 принимается равным ξ_вх=0.

Рассчитать необходимое давление на входе в насос НПВ 1250-60 при перекачке автомобильного бензина, имеющего температуру начала кипения Т_кип=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 d_вх =0,8 м, кавитационный запас по воде Δh_{доп 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 Re_вх > 9330, то Δh_ν= 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 L_тр==425 км для перекачки 8 млн. т нефти в год (плотность ρ_н=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.

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

Количество рабочих дней (п_р) для магистральных трубопроводовТаблица 6

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

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

Рабочее давление р_гнс на выходе головной насосной станции

где m_{н 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 (р_гнс -6 ·1066 2 =49,8 м,

а избыточный напор ΔН_{изб 1} на один основной насос составляет

м.

При использовании основного насоса с ротором диаметра 395 мм, создаваемый им напор Н_{н м1} составит согласно (2.9)

Н_{н 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

Н_{н м2} =289,8 – 34,8·10 -6 ·1066 2 =250,3 м.

При этом снижение напора Н_{н м} – Н_{н 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 σ_вр=510 МПа; σ_т=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 D_нар ≤ 1000 мм k₂=1, для D_нар = 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 σ_вр – 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; D_нар – наружный диаметр трубы; k_нагр – коэффициент надёжности по нагрузке (k_нагр=1,15 для нефте– и нефтепродуктопроводов, работающих по системе «из насоса в насос», k_нагр=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 k_э – 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 k_мест=1,02–коэффициент учёта местных сопротивлений в трубопроводе; ΔZ=0 – разность нивелирных отметок конечной и начальной точек трассы нефтепровода; Н_кп=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 Н_тр(Q) и Н_Σн(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 п_{н. 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.

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 Н_гнс =т_{н нм} Н_{н 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 А₁-Б₁, пропорциональный напору магистральных насосов головной станции Н_гнс = 663,3 м, а по оси абсцисс в некотором масштабе – отрезок А₁-А₂,пропорциональный длине первого перегона L₁= =92634 м. Линия Б₁-А₂ 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 А₂-Б₂, пропорциональный напору магистральных насосов этой станции Н_нс2= Н_гнс = 663,3 м, получают точку Б₂, из которой проводится прямая А₃-Б₂ гидравлического уклона нефтепровода, параллельная прямой А₂-Б₁. В точке пересечения прямой с трассой трубопровода находится промежуточная насосная станция НС 3.

Положение промежуточных насосных станций НС 4 и НС 5 определяется аналогично, с тем лишь отличием, что создаваемые этими станциями напоры Н_нс4 =Н_нс5= 2·221,1 = 442,2 м.

Расстановка насосных станций выполнена правильно, если проведённая из точки Г на отрезке А₅-Б₅ 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 ρ_н=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 L_c=870 м от подпорного насоса, а остальные величины: z_р=5 м, z_пн= –1,5 м, k_э=0,2 мм. Нефть с температурой начала кипения Т_кип=315К перекачивается при температуре Т=293К.

Как известно, для нормальной работы насоса необходимо, чтобы минимальное давление р_вх на входе в него превышало давление р_п, при котором происходит парообразование нефти, на величину, соответствующую разности допустимого кавитационного запаса Δh_доп 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 z_р=5 м и z_пн=–1,5 м – геодезические высоты соответственно днища резервуара и оси входного патрубка насоса; Н_взл=0,3 м – высота взлива (уровень) нефти в резервуаре; v_вх– скорость нефти на входе в насос; D₁=0,8 м – диаметр входного отверстия насоса; Σh_т – потери от действия сил трения в трубопроводе; Σh_мс – 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 ξ_рез=0,92;

– для однолинзового компенсатора

– для полностью открытой задвижки ξ_задв=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 ξ_{тр пр}=1,7;

– тёмных нефтепродуктов ξ_{тр 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 Δh_{доп 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; d_вн – 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 Т_н=282К.

По табл. 7 Приложения находим, что для нефтепровода можно использовать прямошовную трубу с контролируемой прокаткой, изготовленную из стали 08ГБЮ (σ_вр=510 МПа, σ_т=350 МПа) или стали 09ГБЮ (σ_вр=550 МПа, σ_т =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 D_н≤1000 мм k₂=1, при D_н>1000 мм k₂=1,05).

Поскольку в нефтепроводе нет промежуточных перекачивающих насосных станций, то коэффициент надёжности по нагрузке k_нагр =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.

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