2 Пособие по дисциплине. 3 введение современные технологии многих производств базируются на трубопроводном транспорте различных сред газообразных, жидких, сыпучих и тому подобных
 Скачать 5.31 Mb.
|
|
q V q Pa ) ' ( s H h 129 где h – потери напора по длине всасывающего трубопровода и на местные сопротивления во всем всасывающем тракте насосам. В конечном сечении всасывающего тракта II-II удельная энергия жидкости также, как для сечения I-I, предстанет в виде суммы ее соответствующих потенциальной и кинетической энергии где Р – давление в точке наименьшего давления сечения II-II, Нм v 2 – скорость жидкости в сечении II-II, мс. В результате уравнение баланса энергии для всасывающего тракта насоса запишется в следующем виде Решим (14.1) относительно Н Теперь (14.2) запишем для критического предкавитационного состояния насоса. Очевидно, что такому состоянию будет отвечать равенство где Р - давление насыщенных паров перекачиваемой жидкости, Н/м 2 Подставим в (14.2) вместо Р давление Р и одновременно пренебрежем в этом выражении скоростью v 1 в связи стем, что v 1 << v 2 по причине значительного превышения диаметра резервуара над диаметром всасывающего трубопровода. В итоге получим Формула (14.3) позволяет определить максимально возможную высоту подъема жидкости насосом (в его всасывающем трубопроводе) над уровнем жидкости в резервуаре откачки. Эта высота предельно возможная по той причине, что дальнейший подъем жидкости во всасывающем трубопроводе невозможен из-за возникновения в насосе кавитации и срыва подачи насоса. Сравнение результатов расчета пос опытными данными показывает, что реальные значения Н заметно превосходит реально наблюдаемые на практике значения поднятия жидкости во всасывающем трубопроводах насосов. Причина такого расхождения расчетных и фактических значений Н кроется в том, что при выводе (14.3) были приняты во внимание не все g V g P 2 2 2 2 g V g P s H h g V g P a 2 ) ' ( ) 2 ( 2 2 2 2 1 h g V V g P P s H a 2 ' 2 2 2 1 2 s P P 2 h g V g p p s H s a 2 ' 2 2 14.2 14.1 14.3 130 потери энергии во всасывающем тракте насоса. Точнее сказать, были учтены лишь потери энергии во всасывающем трубопроводе, но оставлены без внимания энергетические потери во входной части самого насоса. Это произошло потому, что для удобства рассуждений и вывода зависимости (14.3) конечное сечение всасывающего тракта было нами перенесено из точки М во входное сечение всасывающего патрубка насоса. В действительности жена участке между сечением II-II и сечением сточкой М имеет место ранее неустановленные факторы, приводящие к дополнительному снижению давления жидкости. Дополнительное снижение давления происходит, как минимум, последующим причинам - от уровня на рассматриваемом участке всасывающего тракта - от снижения давления во входящей части насоса за счет специально создаваемого ускорения потока на входе в насос, преднамеренно выполненного при конструировании насосов - от снижения давления в области лопаток рабочего колеса, вызываемого образованием вихрей как вокруг вращающихся лопаток, таки на входе в рабочее колесо насосав целом. Обозначим сумму дополнительных ранее неучтенных потерь давления на входе в насос через Р. Тогда в удельных единицах дополнительные ранее неучтенные потери энергии составят Р. Обозначим их через Δh kp , то есть где Δh kp – критический кавитационный запас насоса, который, согласно предшествующих рассуждений, можно рассматривать как потери напора во всасывающей части употребляемого насоса. Параметр Δh kp является поправкой к ранее полученному по (14.3) значению Н. Подставив Δh kp в (14.3) со знаком минус можно привести расчетные значения в соответствие с фактическими наблюдениями Н. Формула (14.3) была получена для критического предкавитационного состояния насоса, то есть для экстремальной ситуации. Практику больше интересует непредельные значения каких- либо величина допустимые. Поэтому перейдем от максимально возможной высоты поднятия жидкости во всасывающем трубопроводе насоса Н к максимально допустимому ее значению. Для этого в (14.3) вместо Δh kp будем подставлять Δh доп где k – некоторый коэффициент запаса. Для центробежных насосов в целом принимают k=1,1-1,5. Для большинства насосов, используемых в нефтяной промышленности в качестве технологических перекачивающих агрегатов принимают k=1,20-1,25. g P h кр кр доп h k h 14.4 131 Введение некоторого относительно произвольного по своему линейному значению коэффициента запаса дает возможность для конкретизации последующих расчетов перейти от Н к Н (см. рис. Такой переход обеспечивает результатам расчетов, согласно рис дополнительную надежность. С учетом всего вышесказанного будем иметь где V ex – скорость жидкости на входе всасывающего патрубка насосам. Формула (14.5) позволяет рассчитывать допустимую высоту подъема жидкости насосом в его всасывающем трубопроводе, высоту, отсчитываемую от уровня жидкости в резервуаре откачки. Очевидно, что если ось ротора насоса будет располагаться над уровнем жидкости в резервуаре откачки и выше рассчитанного значения Hs, то насос не сможет всосать в себя жидкость ив нем возникнет кавитация. То есть условие бескавитационной работы насосов рассматриваемой ситуации, когда насос находится в непосредственной близости от резервуара откачки, запишется следующим образом где Z – разность геодезических отметок оси ротора насоса и уровня жидкости в резервуаре откачки, м. Исходя из математической структуры выражения (14.5) можно заключить, что по расчету Hs может приобрести как знак “+” таки. Знак “+” говорит о том, что в рассматриваемом случае (при заданных Ра, Р, Vвх, g, h и ρ ) и может быть размещен над уровнем жидкости в резервуаре откачки, нона величину не более рассчитанного значения Hs см. условие (14.6)). Отрицательное по расчету значение Hs свидетельствует о том, что в рассматриваемом случае (при заданных Ра, Р, Vвх, g, h и ρ ) насос не имеет самовсасывающей способности и для обеспечения ему бескавитационной работы, ось его ротора, согласно (14.6), должна быть спущена ниже уровня жидкости в резервуаре откачки на величину не менее /-Hs /. Практически это достигается заглублением насоса. Возможны ситуации, когда по каким – либо весомым причинам насос необходимо располагать так, что условие не соблюдается, то есть ситуации, когда значение Z задается, оно положительно и не может быть изменено. В таких случаях прибегают к увеличению Hs до такой степени, пока условие (14.6) не будет выполнятся. Способы увеличения Hs наглядно представляются из формулы (14.5) и состоит в увеличении давления в резервуаре откачки Ра; в уменьшении давления насыщенных паров в перекачиваемой жидкости Р доп вх s a h h g V g p p Hs 2 2 Z Hs 14.5 14.6 132 в уменьшении скорости потока на входе в насос Vвх; в уменьшении потерь во всасывающем трубопроводе насосав уменьшении допустимого кавитационного запаса насоcа Δh доп Часть из перечисленных способов является лишь теоретическими. Так давление в резервуаре определяется конструкцией резервуара и атмосферным давлением и произвольно входе проектирования и эксплуатации неизменно быть не может. Точно также не может быть уменьшено и давление насыщенных паров жидкости Ps. Оно зависит от физико-химических характеристик перекачиваемой жидкости и от температуры жидкости. Для снижения Ps жидкость требуется охладить, что в большинстве случаев, экономически нецелесообразно. Реально Hs может быть увеличено только уменьшением Vвх, h и Δh доп . При этом все эти параметры уменьшаются при снижении производительности перекачки - Vвх согласно известной формуле расхода – в соответствии с уравнением Дарси - Вейсбаха и Лейбизона, а Δh доп. – исходя из характеристики насоса (см. 12.3). Гидравлические потери во всасывающем трубопроводе, кроме того, могут быть уменьшены за счет сокращения числа и вида местных сопротивлений на данном трубопроводе, атак же в результате уменьшения протяженности и увеличения диаметра всасывающего трубопровода. В некоторых случаях ни одно из перечисленных технических решений в отдельности, нив сочетании с другими, не приводит к необходимому повышению Hs. Это наблюдается при существенном различии между Hs и Z и не протяженном всасывающем трубопроводе. В такой ситуации между рассматриваемым насосом и резервуаром откачки устанавливается дополнительный насос, всасывающей способности, которого достаточно для его бескавитационной работы (установка) для него выполняется, а развиваемый им напор превосходит Hs рассматриваемого насоса и потери напора во всасывающем трубопроводе этого насоса. Такие дополнительные насосы называются подпорными. 14.2. Условие бескавитационной работы центробежных насосов, удаленных от резервуара откачки. В подобном положении находятся насосы промежуточных перекачивающих станций магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Использование для них условия (14.6) и выражения (14.5) теряет всяческий смысл воздействии значительного превосходства по величине параметра h 1 входящего в (14.5) под всеми прочими параметрами, содержащимися в этом выражении. И из-за существенной погрешности расчетного определения, которое может 133 намного превысить найденные значения всех остальных упомянутых параметров. В таком положении при поиске условия бескавитационной работы насосов целесообразно отправляться не от резервуара откачки, а от насоса. Точнее от точки в проточной части насосав которой наблюдается наименьшее давление. Местоположения данной точки, как отмечалось выше, не определено и изменчиво, но достаточно точно известно, что для того, чтобы в насосе не было кавитации, давление в этой точке должно быть не ниже Р s' Измерить давление в точке с наименьшим давлением весьма затруднительно, в том числе из-за неопределенности и изменчивости места положения данной точки. Однако всегда существует измерить давление на входе в насос, то есть в сечении II-II на рис. обозначим его через P вх Сечение II-II и сечение сточкой наименьшего давления разделяет участок всасывающего тракта насоса, расположенного непосредственно в насосе. На этом участке, согласно предшествующих рассуждений, потери напора могут быть приняты в размере Δh доп, а потери давления - ρqΔh доп Если отнять от Р вх потери давления во входной части насоса (ρqΔh доп, то можно получить давление в точке с наименьшим давлением в насосе. Обозначим его через Р и получим Для предкавитационного состояния насоса Р min =Р s . Подставим это значение Рви решим данное выражение относительно Для предотвращения в насосе кавитации давление на его входе Р вх должно быть равно или больше правой части зависимости (14.8), то есть Выражение (14.9) является условием бескавитационной работы центробежных насосов, записанным в самом общем виде, который отвечает и рассматриваемому случаю и ситуации, когда насос находится в непосредственной близости от резервуара. Для того, чтобы убедится в этом достаточно раскрыть Р вх В самом общем случае Р вх есть остаточное давление, доходящее до входа в рассматриваемый насос. Оно определяется давлением в подаче всасывающего трубопровода насоса и потерями давления в этом трубопроводе. Начальное давление в трубопроводе складывается из давления столба жидкости в резервуаре откачки, расположенном вначале трубопровода и давления в резервуаре над уровнем находящейся в нем жидкости. Давление столба жидкости в резервуаре откачки равно ρqΔZ*, где ΔZ* - разность геодезических отметок уровня жидкости в резервуаре min P h g P доп в х Ps h g P доп в х Ps h g P доп в х Pa Z g P Н 14.7 14.8 14.9 14.10 134 откачки, и оси ротора насоса. Очевидно, что ΔZ* = - ΔZ. Давление над уровнем жидкости в резервуаре откачки равно Р а . В итоге давление вначале всасывающего трубопровода Р н составит Потери давления во всасывающем трубопроводе складываются из потерь давления по длине трубопровода и на его местных сопротивлениях, которые в соответствии с ранее принятым обозначением в сумме будут равны ρqh, а также из потерь давления затратившихся на привидение жидкости в движение со скоростью V вх . Величина последнего вида потерь давления составляет ρV вх 2 /2. Все потери давления во всасывающем трубопроводе Рт будут равны Как отмечено выше давление на входе в насос есть разность Р н и Рт или с учетом (14.10) и (14.11) получаем Подставим значение Р вх изв) и раскроем скобки Поделим обе части выражения (14.13) на ρq и все члены этого выражения сгруппируем в левой части, кроме ΔZ, которое переносим в правую часть Полученные величины в левой части (14.14) есть нечто иное как Н см. 14.5), то есть мы получили несколько величин путем условия бескавитационной работы насосов (14.6) Что доказывает универсальность записи условия бескавитационной работы центробежных насосов в виде (14.9). Универсальность выражения (14.9) состоит не только в том, что оно отвечает двум возможным ситуациям, в которых насос может работать – вблизи резервуара или на удалении от него, - но ив том, что это выражение приемлемо и для простой практики (в чем уже убедились) и для условий эксплуатации насосов. Эксплуатация насосно-силовых агрегатов сопровождается их естественным износом, возникновением всех различных изменений, как со стороны механической части, таки со стороны гидравлической части. В большинстве случаев такие изменения приводят к повышенной вибрации агрегатов, опасной для их дальнейшей эксплуатации. Поэтому, когда у 2 в х T V gh P ) 2 ( ) ( 2 в х в х V gh Pa Z g P Ps h g V gh Pa Z g доп в х 2 Z h h V g P P доп вх s a 2 2 Z Hs 14.11 14.12 14.13 14.14 135 насосно-силового агрегата регистрируется повышенная вибрация, эксплуатационный персонал должен в кратчайшие сроки выяснить возникшую причину вибрации и степень опасности ее для конструкции агрегата. Наиболее опасными причинами вибрации насосов являются прогиб валов и роторов насосов, износ подшипников, нарушение центровки валов насоса и двигателя, возникновение дисбаланса ротора насоса. Если вибрация происходит по этим причинам насосно-силовой агрегат необходимо сразу же остановить для предотвращения аварийной ситуации. Кавитационные явления в насосах также сопровождаются вибрацией насосных агрегатов, при определенных условиях значительной. Однако наиболее серьезно последствия технического характера от вибрации кавитационного происхождения значительно отдалены во времени и не представляют собой серьезной опасности для целостности конструкции насоса. Поэтому вибрация от кавитационных явлений не требует остановки перекачки. Дифференцировать значение причины повышенной вибрации насосов и тем самым оценить степень опасности вибрации помогает выражение (14.9). Если при появлении повышенной вибрации условия (14.9) не выполняется, то причиной вибрации может быть и кавитация и перечисленные выше механические неисправности. Для внесения в создавшуюся ситуацию ясности одну из групп возможных причин следует исключить из рассмотрения. Причиной механического происхождения исключить достаточно сложно, так как убедится в их наличии или отсутствии можно только после остановки агрегата, а часто только после его разборки. Наиболее удобно это сделать с кавитацией. Для устранения кавитации из возможных причин повышаемой вибрации насосов достаточно добиться (на работающем насосе) выполнения условия (14.9). Средства, с помощью которых можно получить выполнение условия (14.9), явно следуют из самого этого выражения, и занимаются в увеличении Рвх. В условиях эксплуатации насосов наиболее оперативным способом повышения Рвх является снижение производительности перекачки. В этом случае потери давления в трубопроводе, предшествующем рассматривающему насосу, уменьшаются и остаточное давление, доходящее до насоса, то есть Рвх возрастает. Необходимо подчеркнуть такой способ выведения насоса из кавитации весьма оперативен и действенен, так как приуменьшении производительности перекачки одновременно с увеличением Рвх происходит и уменьшение доп (см. рис. В, то есть уменьшение правой части (14.9). Если после устранения в насосе кавитации вибрация насосного агрегата прекращается, значит причиной вибрации была кавитация. Предпринятыми действиями и кавитация, и вибрация устранены, перекачка может продолжаться. 136 Если же после устранения кавитации повышенная вибрация сохраняется, то причиной ее является неисправности механического происхождения, опасные для конструкции насоса, и перекачивающий агрегат необходимо экстренно выводить из работы. 137 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Безус А. А, Перевощиков СИ. Влияние схемы соединения насосов на крутизну "кривой выбега" насосных станций // Нефтяное хозяйство. - М Недра, 1990. - N 7. - С. 2. Безус А.А., Перевощиков СИ. Влияние линейной части нефтепровода на крутизну "кривой выбега" НС //НТИС. Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - М ВНИИОЭНГ, 1992, - N 2. - С. 3. Безус А.А., Перевощиков СИ. Влияние толщины стенки трубопровода на интенсивность гидроудара в нефтепроводах Межвузовский сборник научных трудов / Проблемы освоения нефтегазовых ресурсов Западной Сибири. - Тюмень, 1992. С. |