2 Пособие по дисциплине. 3 введение современные технологии многих производств базируются на трубопроводном транспорте различных сред газообразных, жидких, сыпучих и тому подобных

• Название: 3 введение современные технологии многих производств базируются на трубопроводном транспорте различных сред газообразных, жидких, сыпучих и тому подобных
• Дата: 27.03.2022
• Размер: 5.31 Mb.
• Имя файла: 2 Пособие по дисциплине.pdf
• Тип: Документы; #418897
• страница: 8 из 11

77 По прошествии первых, наиболее интенсивных по гидроудару, секунд динамическая составляющая практически обращается в нуль и опасность разрыва оборудования и трубопроводов снимается, несмотря на дальнейшее нарастание давления вплоть до Р при полной остановке насоса.
8.3. Образование волн давления приостановке насосных станций
*
Предшествующее рассмотрение гидроудара в нефтепроводном транспорте показало, что обычное отключение насосного агрегата способно создать угрозу разрушения оборудования и трубопроводов. В этом отношении более серьезные последствия следует ожидать от остановки насосных станций. Рассмотрим особенности формирования волн давлении на. насосных станциях нефтепроводов. Здесь наибольший практический интерес представляет образование ударной волны на основных НС - самых мощных станциях нефтепроводов. Основные насосные станции в типовом варианте содержат до трех рабочих насосов и один резервный агрегат. По своему оснащению данные НС способны вести перекачку в различных режимах работы. Из всех возможных режимов особо выделяется три качественно различных между собой и отличных от других наибольшим энергетическим воздействием на транспортируемый поток
Раздел написан с участием А. А. Безус Рис. 8.4. Изменение давления на входе насоса после его отключения
- без использования средств гашения ударной волы
------ - с применением системы АРКРОН

78
- режим работы НС всеми рабочими насосами на один нефтепровод при последовательном соединении насосов,
- режим работы НС двумя параллельно соединенными насосами на два параллельных нефтепровода
- режим работы НС всеми установленными на ней агрегатами, включая резервный, на два параллельных нефтепровода при параллельно- последовательной схеме соединения насосов. В каждом из этих вариантов работы станций имеется своя особенность. Перед их изучением обратимся к общим моментам, объединяющим эти варианты. Первое, что привлекает здесь внимание - это основное назначение НС. Все насосные станции, независимо от количества и схемы соединения установленного на них оборудования, по своей сути предназначены выполнять роль некоего насосного агрегата, характеристики которого подобны характеристикам соответствующей НС. Существующая аналогия станции с насосом, дополненная известным положением о подобии явлений в геометрически, кинематически и динамически подобных насосах, позволяет заменять в теоретических рассуждениях реальную насосную станцию на один абстрактный насос, эквивалентный станции по напору, подаче и другим гидродинамическим характеристикам.
8.3.1. Образование волн давления при последовательной схеме соединения насосов на станции В соответствии с ранее рассмотренным НС с последовательным соединением насосов, можно уподобить одному эквивалентному ей насосному агрегату, основные технологические параметры которого совпадают счисленным значением соответствующих параметров НС. К таким параметрам в первую очередь относятся подача и напора также диаметр рабочего колеса D
2
и момент инерции ротора агрегата а, что вытекает из зависимостей (8.21), (8.25) и (8.26). Определение подачи эквивалентного насоса или о, входящей в формулы (8.25) и (8.26), никаких осложнений не вызывает. Тоже самое наблюдается и относительно напора. Очевидно, что у эквивалентного насоса они будут равны подаче и напору НС. Сложнее обстоит дело с параметрами D
2
и J
а
Для нахождения D
2
эквивалентного насоса можно воспользоваться известным соотношением для подобных насосов [29]
H
H
D
D
2 2
2

79 где D
2
к D
2
/
- диаметры рабочего колеса соответственно первого и второго подобных насосов, м Ни- напоры первого и второго подобных насосов, м. Применим данное соотношение для нескольких последовательно соединенных насосов и подобного им эквивалентного насоса. Тогда можно будет записать
5
,
0
эо
2
э
Н
H
D
D
(8.27) где Э - диаметр рабочего колеса эквивалентного насосам- диаметр рабочего колеса одного из рассматриваемых последовательно соединенных насосов, м
Н
ЭО
- напор эквивалентного насоса, равный суммарному напору рассматриваемых последовательно соединенных насосов, м Н - напор одного из рассматриваемых насосов с рабочим колесом диаметром D
2
, м. Момент инерции ротора эквивалентного агрегата определится из следующих соображений. Поданным института Гипротрубопровод момент инерции насосно-силовых агрегатов, применяемых в нефтепроводном транспорте, составляет
J
a
= 1,1 Д ,
(8.28) где J
a
- момент инерции ротора насосно-силового агрегата, кг м Д - момент инерции ротора двигателя агрегата, кг м Согласно (8.28) момент инерции ротора насоса равен 10% соответствующего момента для ротора двигателя. Найдем с учетом этого момент инерции ротора эквивалентного агрегата ив первую очередь, ротора эквивалентного насоса. Ротор насоса представляет собой тело вращения, состоящее из диска (рабочего колеса) и вала малого диаметра. Для таких тел момент инерции относительно оси вращения равен н dm r
J
,
(8.29) где Н - момент инерции тела (ротора насоса) относительно оси вращения, кг м ;
V - объем телам- расстояние элементарной части тела от оси вращениям- масса элементарной части тела, кг. Момент инерции вала ротора насоса значительно меньше, чей у рабочего колеса, поэтому первым можно пренебречь. Тогда параметры, входящие в (8.29), составят П m
;
r r
2 к, где г - радиус рабочего колесам- масса рабочего колеса, кг р
К
- плотность рабочего колеса, кг/к
3
, b* - ширина рабочего колесам. Отсюда приняв в качестве р и b* их средние значения для колеса, получим П dm
2 к) Подставим (8.30) в (8.29) и проведем интегрирование. После алгебраических преобразований будем иметь
4 кн П) Произведение (р b*) для насосов определенного типа, в данном случае типа НМ, практически постоянно, так как с увеличением ширины рабочего колеса b* (при D
2
= const) плотность вещества р в объеме, занимаемом колесом, уменьшается пропорционально b*. Поэтому на основе (8.31) и (8.27) можно записать
2
эо н э н
нэ
Н
Н
J
D
D
J
J
, где J
НЭ
- момент инерции ротора эквивалентного насоса, кг м
2
J
Э
с учетом (8.28) составит
2
эо д
э
Н
Н
1
,
0 1
J
J
(8.32) Таким образом все искомые параметры эквивалентного агрегата Э и Э) определены. Сих помощью можно рассчитать повышение давления на входе отключающихся станций с последовательным соединением насосов. Для этого достаточно в формулы (8.25) и (8.26) подставить вместо D
z и J
a значения Э и Э, определенные пои. Отмеченным способом может быть рассчитано только Р, соответствующее полному отключение всех работающих насосов станции. Для получения аналогичной зависимости для Р, отвечающей отключение на станции лишь части первоначально работающих агрегатов, рассмотренные рассуждения необходимо дополнить поправкой на неполное прекращение энергетического воздействия станции на транспортируемый поток нефти. Данную поправку введем следующим образом. Из зависимостей (8.13) и (8.22) следует, что o
o
H
H
1
C
p
P
(8.33)

81 Запишем (8.33) для несколько последовательно соединенных и изначально работающих насосов, часть из которых в некоторый момент времени отключается. При этом отключаемые агрегаты заменим одним эквивалентным им агрегатом нс о
э Н, где Н
Э
- напор всех отключаемых агрегатов или напор эквивалентного насосам Но - суммарный напор всех оставшихся в работе насосов, м
Н
НС
- первоначальный напор всех рассматриваемых насосов до отключения части из них, мили
Н
Н
Н
1
Н
Н
Н
C
p
P
;
Н
Н
Н
Н
Н
1
C
p
Н
Н
Н
Н
1
C
p
P
5
,
0
о нс э
5
,
0
нс о
нс нс э
нс о
нс нс э
нс о
o
Очевидно, что (Н
НС
- Но) = Н
ЭО
, где Н
ЭО
- напор всех отключаемых насосов в их исходном режиме, м. Тогда эо э
5
,
0
нс эо o
H
H
1
Н
Н
C
p
P
(8.34) На основе подобия явлений в эквивалентном и реальном насосах, а также с учетом (8.23), (8.24) и (8.25) выражение (8.34) можно записать в виден n
А
1
Н
Н
C
p
P
э э 2
o э
5
,
0
нс эо o
,
(8.35) где А
Э
, Эх Э - параметры, аналогичные величинам Аи хи определяемые по зависимостям (8.21) при условии, что D
z
Э и J
a
= Э. Формула (8.35) получена [24], она дает возможность определять Р для НС с последовательным соединением насосов при любых вариантах отключения станций - при полной остановке всех работающих агрегатов и при отключении лишь части первоначально работающих агрегатов. Аналогичным образом может быть получена зависимость и для многониточных коммуникаций на входе НС. Для этого в предшествующих выкладках вместо (8.13) и (8.25) следует использовать
(8.14) и (8.25).

82 8.3.2. Образование волн давления при параллельной схеме соединения насосов на станции Расчетная зависимость для Р в данном случае может быть получена на основе логических построений, базирующихся на известном выражении
(8.36) и уравнении материального баланса для НС (8.37)
Q
Q
D
D
2 2
;
(8.36) нс,
(8.37) где D
2
и D
2
- диаметры рабочих колес подобных центробежных насосов, ми- подачи рассматриваемых подобных насосов, мс НС - подача насосной станции, мс
Q
1
- подача отдельного того насоса станции, мс n - количество параллельно работавших насосов на станции. Из (8.36) и (8.37) с очевидностью следуют выражения (8.38) и (8.39) для расчета диаметра рабочего колеса эквивалентного насоса и момента инерции ротора эквивалентного насосно-силового агрегата Э
Q
Q
D
D
эо
2
э
;
(8.38)
4
эо д
э
Q
Q
1
,
0 1
J
J
,
(8.39) где D
2
- диаметр рабочего колеса одного из рассматриваемых насосов, м
Q - производительность насоса с рабочим колесом диаметром
D
2
, мс
Q
ЭО
- производительность эквивалентного насоса (до его отключениям с. В общем случае Р на входе НС определяется зависимостью (8.13), которую для станции с параллельным соединением насосов можно записать следующим образом нс о
э o
Q
Q
Q
1
C
p
P
,
(8.40) где Q
3
- производительность отключающихся агрегатов станции, которые в дальнейших рассуждениях заменяются одним эквивалентным им агрегатом с Э и Э, рассчитываемым пои, мс о - производительность оставшихся в работе насосов, мс НС
- исходная производительность всей НС до отключения

83 на ней части агрегатов, мс. Поделим в (8.40) числитель и знаменатель дроби под корнем на Q
ЭО
- производительность эквивалентного агрегата до его отключения. После алгебраических преобразований получим
2
эо э
эо o
2
эо
2
нс нс o
Q
Q
Q
Q
Q
Q
Q
1
C
p
P
(8.41) На основе (8.23) отношение Q
Э
./Q
ЭО
можно представить следующим образом
)
t н n
А
Q
Q
э э
о э
эо э,
(8.42) где А
Э
, Э их Э - параметры, определяемые для эквивалентного агрегата по зависимостям (8.21), где вместо D
2
и J
a используются значения Э и Э из (8.38) и (8.39). С учетом (8.42) выражение (8.41) после простейших преобразований примет вид э э э
эо нс нс o
)
t н А) Формула (8.43), полученная [I], позволяет находить Р на входе НС с параллельным соединением насосов при всех возможных, вариантах отключения станций - при полной остановке НС и при отключении на станциях только части насосов. При необходимости аналогичное выражение может быть получено и для случая многониточных коммуникаций на входе НС. Для этого вместо (8.13) в предыдущих действиях необходимо использовать
(8.14).
8.3.3. Общий случай образования волн давления на входе насосных станций Рассмотренные случаи образования волн давления на входе отключающихся станций является частными. Наиболее общему случаю соответствует смешанная параллельно-последовательная схема соединения насосов и многониточные коммуникации на входе НС. Зависимость, отвечавшая общему случаю расчета Р, может быть получена на основе формул (8.35), (8.43) и (8.14), Для этого станция со смешанным соединением насосов представим состоящей из параллельных групп насосов, в каждой из которых находится несколько последовательно соединенных насосных агрегатов. Изменение Р на входе каждой группы насосов при полном или частичном отключении находящихся в них насосов описывается

84 формулой (8.35) (при однониточном варианте коммуникаций НС, а изменение Р на входе всей станции - (8.43), С учетом этого окончательная зависимость для Р будет иметь вид (8.44), соответствующий многониточному варианту коммуникаций НС
5
,
0 э э э
эо o
2
нс
5
,
0
нс эо
1
m
)
t н n
А
Q
Q
Q
Н
Н
F
p
C
P
, (8.44) где С - скорость звука в многониточных коммуникациях НС, мс С = С - площадь живого сечения одной из ниток коммуникаций, принятой условно за основную, м
Н
ЭО
- суммарный напор всех отключаемых в группе насосов, каким они располагали до их отключениям
N
ЭО
- напор одной группы насосов (напор НС) в исходном режиме работы станции, м НС - производительность НС до отключения на ней части или всех насосов, м о - суммарная производительность оставшихся в работе групп насосов, мс
Q
ЭО
- суммарная производительность всех отключаемых полностью или частично (отключается часть насосов в группе) групп насосов в исходном режиме работы станции, мс
А
Э
, Э их Э - параметры, определяемые для эквивалентного агрегата по зависимостям (8.21), где вместо D
2
и J
a используются значения Э и J
Э
из формул
5
,
0
эо эо
2
э
Н
Н
Q
Q
D
D
;
2
эо
4
эо д
э
H
H
Q
Q
1
,
0 1
J
J
;
Q и Н - подача (мс) и напор (модного из отключаемых насосов с рабочим колесом диаметром D
2
;
- расшифровка и входящих в нее величин дана при раскрытии обозначений в выражении (8.14). При выполнении проектных и эксплуатационных расчетов нередко встречаются ситуации, когда отсутствует достаточно полный объем исходной информации. Наиболее часто это касается производительности НС и отдельных ее агрегатов, иногда - соответствующих напоров. Выполнение расчетов в таких случаях существенно затрудняется и фактически становится невозможным.

85 Выход из создавшегося положения при расчете Р может быть найден с помощью следующих предпосылок. НС магистральных нефтепроводов в подавляющем большинстве случаев оснащаются одинаковыми насосами, различающимися между собой главным образом диаметром рабочих колес. Но и это отличие насосов не носит существенный характер, так как в работе, как правило, одновременно находятся насосы с близкими значениями диаметров колес. На этом основании с достаточной для практики точностью можно считать, что все находящиеся в работе насосы одинаковы и наблюдаются следующие соотношения
M
n
Q
Q
;
M
N
Q
Q
;
m
К
Н
H
нс эо нс нс эо
,
(8.45) где К - количество отключаемых насосов в группе агрегатов m - общее количество насосов в группе
N - количество групп насосов, остающихся в работе после отключения части из них М - общее количество первоначально работающих групп насосов на НС n - количество отключаемых полностью или частично отключается часть насосов в группе) групп насосов, С учетом (8.45) формула (8.44), после вынесения в правой части ее величины НС, а затем М за фигурные скобки, приобретет следующую запись [25]:
5
,
0 э э э нс эо
1
нс m
)
t н n
А
n
N
М
Н
Н
F
Q
M
C
p
P
(8.46) Окончательные зависимости (8.44) и (8.46) для расчета повышения давления Р на входе отключающихся станций дают возможность находить Р для всех вариантов соединения насосов на НС и для различных вариантов коммуникаций на входе станций. Кроме того, с помощью данных зависимостей можно определять Р практически для всех встречающихся вариантов отключения работающих агрегатов. Отмеченные особенности полученных выражений позволяют использовать их для анализа условий образования Р или волн давления на входе станций при их отключении и по результатам анализа разработать конкретные технические и организационные решения для снижения интенсивности волн давления.

86 8.4. Основные методы снижения волн давления на входе отключаемых станции При получения зависимостей (8.44) и (8.48) использовались различные упрощения реальных процессов и явления, которые в настоящее время еще недостаточно изучены. Это обстоятельство вызывает необходимость проверки окончательных выражений. Проверка (8.44) и (8.46) выполнялась на основе экспериментальных данных, полученных на действующей ПНПС, оборудованной тремя рабочими насосами типа НМ 10000-210 с приводом от электродвигателей СТД-8000. Станция располагалась на магистральном трубопроводе диаметром 1220 мм, по которому транспортировалась нефть плотностью 844 кг/м
3
При эксперименте определялось изменение давления Р на входе НС в различных режимах ее работы и при различных вариантах остановки агрегатов станции. Исследовалось три варианта остановки ПНПС:
I вариант - отключение одного насоса при одном первоначально работающем (НС
= 7575 м
3
/ч);
II вариант - отключение одного агрегата из двух работающих (НС
= 9149 м
3
/ч);
III вариант - отключение двух насосов из двух первоначально работающих (НС
= 9149 м
3
/ч). Экспериментальные данные и результаты расчетов по формуле
(8.46) приведены на рис. Сравнение теоретических и фактических данных показывает, что формула (8.46) обеспечивает расчетам достаточную для практики точность. Это дает основание считать) правильно отражающей реальные процессы, а используемые при ее выводе допущения и представления о природе рассматриваемого явления справедливыми. Проведем анализ зависимостей (8.44) к (8.46) для выявления основных факторов, определяющих образование волн давления на входе станций при их отключении, и для разработки мероприятий по снижению волн давления. Все входящие в (8.44) и (8.46) параметры в той или иной мере влияют на Р и интенсивность ее изменения во времени d( P)/dt. Наиболее существенную роль здесь играет, если следовать (8.21), (8,44) и (8.46), -
D
z
, Да ЭС , Н
НС
, схема соединения насосов на НС и характеристики трубопроводной системы. Параметры НС и Н
НС
, относятся к объективно данным величинам, не подлежащим произвольному изменение в условиях эксплуатации станций.

87 По этой причине они не является реальным средством влияния на формирование волн давления и их из дальнейшего рассмотрения можно исключить. Среди оставшихся параметров наиболее заметное место занимает J
Д.
С увеличением Д уменьшается основная характеристика гидроудара d( P)/dt, отражающая его интенсивность. Поэтому увеличение момента инерции электродвигателей насосов относится к одному из возможных средств снижения силы гидроудара приостановке агрегатов и станций. Однако практическое применение этот метод не навел ввиду сложности его реализации, требующей создания электродвигателей сложной конструкции и высокой стоимости. Диаметр рабочего колеса насоса D
2
оказывает на параметры гидроудара не меньшее влияние, чем Д хотя и не так однозначно. Если следовать (8.21), (8.44), (8.46), то с увеличением D
2
интенсивность Рис. 8.5. Сравнение расчѐтных данных с экспериментальными
- экспериментальные значения
-------- - расчѐтные значения

88 гидроудара в общем случае возрастает. Поэтому для уменьшения динамического воздействия ударной волны на оборудование и трубопроводы необходимо по возможности использовать насосы с как можно меньшим диаметром рабочего колеса. Этот вывод сравнительно легко реализуем в производственных условиях при наличии на НС комплекта сменных роторов насоса. К числу чисто технических факторов, определяющих Р и d( P)/dt, помимо Д и D
2
относится коэффициент модности дискового трения К
o
Значимость данного коэффициента по сравнению с прочими рассмотренными параметрами не столь существенна. Это прослеживается из зависимости (8.21). Однако, несмотря на отмеченное, К вносит заметный вклад в характер формирования волн давления - интенсивность волн в первом приближении прямо пропорциональна Ко, что говорит о необходимости снижения Ко для создания более благоприятных условий работы оборудованию и трубопроводам. Уменьшение численного значения Ко может быть достигнуто снижением шероховатости внешней поверхности дисков рабочих колес путем тщательной механической обработки поверхностей либо за счет покрытия их лакокрасочными материалами. Исследования [8] показывают, что обработка дисков колес до класса чистоты 7 и нанесение на диски эпоксидно-бакелитового лака уменьшают Кона. Соответствующая обработка дисков позволяет получить вполне реальный эффект, о чем говорят результаты исследований [22], согласно которых остановка двух насосов НС с обработанными дисками колес не несет в себе опасности разрыва оборудования и трубопроводов, тогда как остановка этих же насосов без обработанных дисков требует обязательной защиты средств перекачки от гидроудара. Снижение шероховатости дисков удобнее проводить с помощью. лакокрасочных покрытий, которые сравнительно легко наносятся на внешние поверхности рабочих колес в обычных производственных условиях. Недостатком таких покрытий является относительно быстрое разрушение их в процессе эксплуатации насосов и потребность в периодическом восстановлении покрытий. Особый интерес представляет анализ влияния на интенсивность волн давления схемы соединения насосов на станциях. Здесь следует отметить, что схемы соединения насосов находятся, как правило, в неразрывной связи с характеристиками трубопроводной системы. Причина такой связи раскрыта в разделе 7. По отмеченным обстоятельствам рассмотрим три возможных варианта работы станции
- последовательная работа трех насосов на один нефтепровод

89
- параллельная работа двух насосов на два параллельных нефтепровода
- параллельно-последовательная работа четырех насосов НС, включая резервный, на два параллельных нефтепровода. Рассмотрение этих вариантов проведем с помощью зависимости
(8.46) и выполненных на ее основе расчетов, результаты которых приведены на рис [25]. Из рисунка видно, что наибольшую опасность сточки зрения гидроудара представляет остановка НПО при ее работе по третьему варианту. В этом случае наблюдается наибольшая интенсивность нарастания давления на входе отключаемой станции. Меньшую опасность представляет работа станции двумя параллельно соединенными насосами на два нефтепровода. Таким образом, для снижения опасности нарушения герметичности технологического оборудования и трубопроводов при аварийном режиме работы НПС необходимо по возможности прибегать к перекачке двумя параллельно соединенными насосами, а не четырьмя. Практическая реализация данных мер предосторожности легко осуществима без какого- либо дополнительного переоснащения станций. Единственным ограничением в этом случае является допустимость снижения производительности НПС, так как переход от третьего варианта ко второму связан с уменьшением производительности станций. В только что приведенном анализе учитывались не все технические характеристики трубопроводной системы. Вне рассмотрения остались такие параметры данной системы, как диаметр труб, толщина стенок труб, количество ниток магистралей. Дополнительный анализ влияния этих параметров на формирование волн давления, проведенный также, как ив предыдущем случае на основе (8.46) и расчетов, выполненных для возможных сочетаний перечисленных параметров, показывает следующее (см. рис)
- с увеличением числа ниток нефтепровода с одной до двух степень превышения давления на входе отключаемой НПС уменьшается
- в нефтепроводе, состоящем из двух одинаковых ниток, скачок давления на входе отключаемой НПС примерно на 30% ниже, чему однониточного нефтепровода
- с увеличением в двухниточном нефтепроводе различия ниток по диаметру скачок давления на входе отключаемой НПС уменьшается, но менее существенно, чем при увеличении числа ниток с одной до двух. По результатам данного анализа можно - сделать следующие практические выводы.
Во-первых, если при проектировании новых нефтепроводов, а также расширении или реконструкции действующих магистралей равнозначными оказываются однониточный и двухниточный варианты

90 или вариант с лупингами достаточной протяженности (несколько десятков километров на каждом перегоне между НПС), то предпочтение следует отдавать двухниточному варианту или варианту с лупингом. В этом случае нефтепровод может нормально эксплуатироваться либо при существенно меньших масштабах защиты его от гидроудара, либо без такой защиты.
Во-вторых, при двухниточном варианте нефтепровода или варианте с лупингами сточки зрения защиты нефтепровода от гидроудара достаточно использовать нитки одинакового диаметра или лупинги с диаметрами, равными диаметру основной магистрали. При таком подходе будут в достаточной мере использованы преимущества двухниточного варианта по снижение силы гидравлического удара и, одновременно, не будут создаваться условия для засорения нефтепровода, что наблюдается при параллельной работе трубопроводов различного диаметра. Рис. Изменение давления на входе НПС при отключении
1 – трѐх последовательно соединѐнных насосов
2 – двух параллельно соединѐнных насосов
3 – четырѐх параллельно-последовательных насосов

91
В-третьих, если в процессе эксплуатации НПС часто приходится менять режим его работы, поочередно ведя перекачку либо по одной нитке, либо - по двум, то для обеспечения достаточного уровня защиты трубопроводов и оборудования от гидравлического удара настройку системы сглаживания волн давления (см. раздел 8.5) необходимо проводить на худший режим работы НПС, то есть когда станция работает на одну нитку. Общий итог анализа возможных способов снижения волн давления на входе останавливающихся НПС показывает, что ни один из рассмотренных методов не дает достаточно полной защиты оборудования и трубопроводов от гидроудара, а лишь ослабляет негативное воздействие ударной волны. По этой причине разработано специальное средство гашения ударной волны в виде системы сглаживания волн давления. Рис. 8.7. Изменение давления на входе отключаемой НПС в зависимости от характеристики линейной части нефтепровода
1 – максимальная толщина стенки труб по сортаменту
2 – минимальная толщина стенки труб по сортаменту

92 8.5. Система сглаживания волн давления Основная причина возникновения волн давления на входе останавливающихся станций раскрывается зависимостью (8.13), из которой следует, что интенсивность ударной волны или d( P)/dt определяется темпом падения во времени скорости потока . Снижение темпа падения v и соответственно уменьшение интенсивности гидроудара можно достичь, если при отключении НПС создать условия для дальнейшего продвижения жидкости по приемному трубопроводу станции. Например, с помощью отвода части нефти со входа останавливающихся НПС в специальную емкость, Для этого на входе НПС необходимо устанавливать предохранительные клапаны, открывающие сброс нефти в емкость при отключении станции. За время существования данной проблемы предложено достаточно многоразличных конструкций клапанов. Наиболее удачное решение предложено на основе шлангового клапана типа "Флекс-Фло", которым оснащается система сглаживания волн давления АРКРОН рис. Данная система зарекомендовала себя достаточно надежной ив настоящее время находит широкое применение. Основу системы АРКРОН составляет малоинерционный клапан прямого действия. Конструктивная схема клапана показана на рис. 8.9. Клапан состоит из стального цилиндрического корпуса 11, который перегородкой разделен на две камеры I и II. К камере I подводится трубопровод от приемного коллектора НПС. У камеры II на боковых стенках имеется прорези, а сама камера через трубопровод соединяется с емкостью, которая постоянно поддерживается в опорожненном состоянии. На стенки камеры II надевается с натягом эластичный шланг 10 цилиндрической формы, препятствующий при нормальной работе НПС перетоку нефти из камеры I в камеру II. Необходимая степень прижатия шланга к прорезям в стенках камеры II создается давлением воздуха в полости III. Система АРКРОН (рис) содержит до шести клапанов "Флекс-
Фло" 1, соединенных между собой параллельно. Клапаны настраиваются на срабатывание при определенной интенсивности нарастания давления на входе ПС. Для настройки используются дополнительные устройства, представленные разделительными сосудами "жидкость-воздух" 4, разделительным сосудом "нефть-жидкость" 8 и дроссельным вентилем 9. Вентиль 9, сосуды 4 и
8 совместно с трубопроводами, включавшими вентиль 2 и нормально открытые клапаны 6 и 7, составляют единый контур А (рис, соединяющий воздушную полость III с камерой I. Непосредственная настройка клапанов "Флекс-Фло" выполняется с помощью вентиля 9, который в зависимости от степени его прикрытия

93 Рис. Схема системы сглаживания волн давления
А
РКР
О
Н

94 Рис. Конструктивная схема мал ои нер ци он но го клапана имеет различное гидросопротивление. Вентиль 9 прикрывают до такой степени, чтобы при медленном изменении давления в приемном трубопроводе НПО и камере I гидросопротивление вентиля было невелико и давление из камеры I передавалось в полость III практически без изменения. При таких условиях шланг 10 остается постоянно прижатым к прорезям камеры II (см. нижнюю часть рис. 8.9). Указанная степень прикрытия 9. должна в тоже время обеспечивать вентилю существенное гидросопротивление при быстром изменении давления в приемном трубопроводе и I, характерном для гидроудара. В этом случае рост давления в I опережает нарастание давления в III и создавшийся перепад давления отжимает шланг 10 от прорезей камеры II (см. верхнее часть рис) - происходит переток нефти изв и сбросе в емкость. Со временем давление в I и III уравнивается и сброс нефти прекращается. Продолжительность времени сброса также регулируется прикрытием 9 - с увеличением степени прикрытия гидросопротивление 9 возрастает и продолжительность сброса увеличивается. Продолжительность сброса назначается тем больше, чем интенсивней ожидаемый гидроудар. За счет сброса части нефти с входа П процесс торможения потока приостановке станции замедляется и кривая Р = P(t), изображенная на рис.
8.4, становится более пологой. Этим снижается интенсивность гидроудара, и стремительное нарастание давления превращается в простое постепенное повышение Р, лишенное динамической составляющей, опасной для оборудования и трубопроводов. Чем больше и продолжительней сброс нефти с входа станций, тем кривая Р = P(t) положе и тем больше степень гашения ударной волны. Окончательное значение давления на приеме полностью остановившихся станций всегда равняется Р (см. раздели рис) независимо от наличия или отсутствия сброса нефти на входе НПС. Система сглаживания волн давления (ССВД) предусматривается СНиП
2.05.06-85 для всех промежуточных станций магистральных трубопроводов диаметром 720 мм и выше при отсутствии на ПНПС постоянно подключенных к нефтепроводу емкостей. Данную систему регламентируется настраивать таким образом, чтобы она срабатывала лишь при скоростях повышения давления в приемном трубопроводе станций больших 0,3 МПа/с и чтобы после срабатывания системы темп нарастания давления снижался до 10-30 кПа/с. Объем резервуаров-сборников для сброса нефти назначается по нормам технологического проектирования нефтепроводов в зависимости от диаметра магистрального трубопровода
- для трубопровода диаметром 1220 мм - не менее 500 м
- для трубопровода диаметром 1020 мм - 400 м
- для трубопроводов диаметром 820 и 720 мм - 200 мим соответственно. В качестве резервуаров-сборников используют горизонтальные емкости подземной установки объемом пом и с рабочим давлением 0,4 МПа или заглубленные плети трубопроводов, соединенные между собой перемычками. При любом варианте резервуары-сборники оснащается дыхательной

96 арматурой и средствами КИПиА, обеспечивающими автоматическое опорожнение сборников от нефти.

97 Раздел третий НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ НЕФТЕБАЗ
9. КЛАССИФИКАЦИЯ НАСОСНЫХ СТАНЦИИ НЕФТЕБАЗ Нефтебазы в общем случае предназначены для распределения нефтепродуктов среди потребителей горючесмазочных материалов распределительные нефтебазы) и для перевалки продуктов переработки нефти с одного вида транспорта на другой (перевалочные нефтебазы. Выполнение нефтебазами своих функций достигается применением на них средств перекачки, которые группируются в отдельные объекты - насосные станции. Различают несколько разновидностей НС нефтебаз. Они отличаются следующими признаками
- размещением на территории баз и мобильностью
- видом перекачиваемых нефтепродуктов
- исполнением. По первому признаку насосные станции подразделяются на стационарные и передвижные. Стационарные НС составляют большинство станций и присущи практически всем базам. Станции этого вида сооружаются на стационарных фундаментах. Содержащееся в них насосно-силовое оборудование также монтируется на фундаментах подобного типа. На площадках нефтебаз стационарные НС размещают таким образом, чтобы протяженность внутрибазовых трубопроводов была минимальна и насосам станции обеспечивались благоприятные условия всасывания. Для этого НС располагают в узлах пересечения внутрибазовых грузопотоков, поблизости от резервуаров, сливных эстакад и причалов, а также на пониженных участках территорий. При недостаточной всасывающей способности насосов прибегают к заглубление НС. В этом отношении стационарные станции дополнительно подразделяются на наземные, полуподземные и подземные. Требуемая величина заглубления НС определяется кавитационными характеристиками насосов, свойствами перекачиваемой жидкости и гидравлическим расчетом всасывающих коммуникаций станций (см. раздел 7). К передвижным насосным станциям нефтебаз можно отнести плавучие НС и передвижные насосные установки. Плавучие насосные станции используются на прибрежных нефтебазах, расположенных у рек, озер и других водоемов с большим годовым колебанием уровня воды (до четырех метров и более. При таких условиях стационарные береговые НС способны вести откачку

98 нефтепродуктов из наливных судов лишь при достаточно высоком уровне воды, характерном только для весенне-летнего периода. В остальное время навигаций всасывающей способности насосов НС оказывается недостаточно. Проблему позволяют решить плавучие станции, которые представляют собой насосные установки, смонтированные на баржах и понтонах и соединенные с береговыми технологическими трубопроводами нефтебазы гибкими шлангами или шарнирными трубопроводами. Данные НС пришвартовываются к наливным судам, из которых ими ведется откачки нефтепродуктов, чем насосам станции обеспечивается неизменно благоприятные условия всасывания при любом уровне воды в водоемах. Необходимость в плавучих НС обосновывается расчетом, который состоит в сравнении допустимой высоты всасывания насосов стационарной НС с фактической разностью геодезических отметок оси насосов стационарной станции и минимального уровняв водоеме Н z ,
(9.1) где Н - допустимая высота всасывания насоса стационарной НС, ведущего откачку нефтепродуктов из наливных судов, м z - разность геодезических отметок оси насоса стационарной НС и минимального уровня воды в водоеме, м. При невыполнении неравенства (9.1) всасывающей способности насосов стационарной НС недостаточно и требуется применение плавучей насосной станции. Допустимая высота всасывания насосов Н применительно к неравенству (9.1) рассчитывается по формулам
- для центробежных насосов в s
o s
h h
g Н,
(9.2) где Н - допустимая высота всасывания для центробежного насосам Р - абсолютное давление в танках наливного судна, Нм Р - давление насыщенных паров перекачиваемого нефтепродукта при условиях перекачки, Нм р - плотность перекачиваемого нефтепродукта при температуре перекачки, кг/м
3
, h
qon
- допустимый кавитационный запас насоса, пересчитанный своды на рассматриваемый нефтепродукт, м, h
B
- потери напора во всасывающих коммуникациях насоса, включая сливные коммуникации на борту наливного суднам- для поршневых насосов

99 в
к
2 2
2
в
2
п в o
s h
h П Н,
(9.3) где L
B
- протяженность всасывающего участка между воздушным колпаком на всасывании насоса и насосом, м П - диаметр поршня насосам. В - внутренний диаметр всасывающего трубопроводам- частота вращения кривошипа насоса (число двойных ходов поршня в минуту, мин ;
S - ход поршням- длина шатуна кривошипного механизмам- потери напора во всасывающем клапане, м. Плавучие НС отличаются от стационарных станций не только ранее отмеченными особенностями, но также установленным на них насосным оборудованием, которое, как правило, состоит из агрегатов различного целевого назначения. Это, во-первых, грузовые насосы, выполняющие основную работу по выгрузке нефтепродуктов из наливных судов.
Во-вторых, - зачистные насосы, осуществлявшие зачистку танков судов от остатков нефтепродуктов. К насосному оборудование плавучих НС относятся также пожарные и балластные насосы. Последние является специфическим оборудованием плавучих станций. Балластные насосы предназначены для заполнения и опорожнения балластных отсеков наливного флота забортной водой и сохранения тем самым устойчивости и плавучести судов при их разгрузке и загрузке нефтепродуктами, Передвижные насосные установки
- насосные агрегаты, смонтированные на шасси автомобиля или на автомобильных прицепах. Такие агрегаты приводятся в действие либо двигателем автомобиля, либо специально установленным двигателем. Передвижные насосные установки используется на временных складах горючего (развертывается при полевых работах ив тому подобных ситуациях, а также как аварийное средство. В качестве аварийного средства установки применяют для сбора разлившихся нефтепродуктов с поверхности земли или водной поверхности, для замены вышедших из строя стационарных станций. По виду перекачиваемых нефтепродуктов насосные станции подразделяются на НС светлых нефтепродуктов и НС темных нефтепродуктов. Насосные станции светлых нефтепродуктов осуществляют перекачку горючих, то есть бензинов, керосинов, дизельных топлив и т.п., отличающихся малой вязкостью и плотностью, но повышенной

100 упругостью насыщенных паров и, соответственно, высокой испаряемостью. Насосные станции темных нефтепродуктов перекачивают масла и мазуты, характерными свойствами которых является достаточно высокая вязкость и плотность, практически нулевое давление насыщенных паров ив соответствии с этим, низкая испаряемость. Следующий отличительный признак НС нефтебаз исполнение станций. Под этим термином в общем случае может подразумеваться два понятия. Одно из них отражает пожаро-взрывоопасность технического объекта и степень его защищенности в этом отношении, другое - степень защищенности объекта от негативных воздействий окружающей среды. По пожаро- и взрывоопасности НС нефтебаз имеет два исполнения - насосные станции для светлых нефтепродуктов относятся к взрывоопасным помещениям (класс В-1а) и сооружаются во взрывозащищенном исполнении. НС для темных нефтепродуктов - к пожароопасным (класс Пи имеет пожарозащищенное исполнение. Для защиты оборудования от негативного воздействия окружающей среды его размещают в укрытиях различного вида. Если укрытие представляет собой капитальное здание или блок, то расположенный в нем объект с инженерно-строительной точки зрения называется объектом в закрытом исполнении, если укрытие отсутствует или состоит только из защитного навеса - объектом в открытом исполнении. НС нефтебаз в зависимости от климатических условий, а также по другим соображениям могут иметь оба вида инженерного исполнения. На настоящее время наиболее распространены насосные станции в закрытом исполнении.
10. ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ НАСОСНЫХ СТАНЦИИ НЕФТЕБАЗ К основному оборудованию НС нефтебаз относятся насосы и приводящие их двигатели, расположенные либо водном помещении, либо на одной площадке. Перекачивавшим насосно-силовым агрегатам на нефтебазах принадлежит значительная роль. Без них невозможно осуществление операций приема и отпуска нефтепродуктов, которые сводятся к следующим видам перекачек
- сливу железнодорожных и автомобильных цистерн, нефтеналивных судов,
- внутрискладским перекачкам из одних групп резервуаров в другие например, из группы хранения в группу отпуска

101
- наливу нефтеналивного флота, автомобильных и железнодорожных цистерн
- одновременному выполнению всех перечисленных выше операций
- зачистке резервуаров, цистерн и танков судов от остатков нефтепродуктов. Выполнение перечисленных операций с большим количеством разнообразных нефтепродуктов, существенно отличающихся друг от друга по физико-химическим свойствам, требует применения на нефтебазах насосов различные типов сообразно с конкретными условиями перекачки и свойствами жидкости Используются преимущественно насосы центробежного и объемного типов. Центробежные насосы применяет главным образом для перекачки светлых нефтепродуктов с температурой до С, а также в тех случаях, когда не требуется создания больших напоров и когда грузопотоки нефтепродуктов достаточно велики. Насосы данного вида представлены на нефтебазах в основном типоразмерами НК, НМ, НП, НПС, а также НД,
ПНР и НА. Буквенные обозначения маркировки в большинстве случаев характеризуют назначение и конструктивные особенности насосов. Расшифровывается они следующим образом Н - нефтяной К - консольный, с подшипниковым кронштейном М - моноблочный Пс плоским горизонтальным разъемом корпуса. спиральный ПС - тоже, секционный, Д - рабочее колесо двухстороннего входа ПНР - погружной, нефтяной резервуарный НА - нефтяной артезианский. Помимо буквенных обозначений в маркировке содержится ряд цифровых данных, которые отражает технические и технологические качества насосов. Встречается три варианта маркировки
НК 65/35-240;
ПНР-150/50;
6НК-9х1. В первых двух вариантах в маркировку выносятся основные технологические показатели перекачивающих агрегатов. В частности, при первом варианте группы цифр, следующие за буквенным обозначением, указывают на производительность насосав м
3
/ч) при роторе с номинальными размерами рабочего колеса (числитель) и с "зауженным" рабочим колесом (знаменатель. Последняя группа цифр - напор насосав метрах столба перекачиваемой жидкости. Аналогично расшифровывается запись при втором варианте. Здесь группа цифр в числителе соответствует подаче насоса (м
3
/ч), в знаменателе
- его напору в метрах столба жидкости. В третьем случаев маркировку выносятся в основном технические характеристики насоса. При этом первая цифра, стоящая перед буквами,

102 означает диаметр входного патрубка насосав мм, уменьшенный враз и округленный, вторая, следующая за буквами, - коэффициент быстроходности, уменьшенный враз и также округленный. Последняя цифра указывает на число ступеней (рабочих колес) перекачивающего агрегата. Основными насосами центробежного типа на нефтебазах являются насосы НК, НМ, НП и НПС, которые составляют нормальный ряд рис, охватывающий всевозможные и требуемые в условиях нефтебаз значения подачи напоров. Центробежные насосы, используемые на нефтебазах, преимущественно горизонтальные. Ими оснащаются НС и передвижные насосные установки. К таким насосам относятся все ранее рассмотренные, за исключением ПНР и НА. Последние - вертикальные, погружные, устанавливается внутри резервуаров подуровнем жидкости. Между погружными насосными агрегатами имеются конструктивные и компоновочные различия по способу размещения их в резервуаре. Рис. 10.1 Нормальный ряд центробежных насосов нефтебаз

103 Насосы ПНР одноступенчатые, состоят из насоса и электродвигателя, смонтированных водном корпусе помещается непосредственно на днище резервуаров. Насосы НА многоступенчатые с вертикальным двигателем, расположенном вне резервуара на его кровле. Непосредственно сам насос находится на нижнем удлиненном конце вала электродвигателя, опущенном внутрь емкости через герметизированное отверстие в кровле. Несущей конструкцией насоса является напорная колонна нагнетательный трубопровод насоса, прикрепленная к кровле резервуара. Внутри напорной колонны проходит приводной вал двигателя. Центробежные насосы отличает простота конструкции, компактность, динамическая уравновешенность и возможность прямого соединения с валом двигателя без редуктора. Еще большие достоинства присущи погружным центробежным насосам. Благодаря размещению их подуровнем жидкости улучшаются условия всасывания насосов и появляется возможность использовать высокопроизводительные и экономичные насосы центробежного типа для откачки нефтепродуктов с высокой упругостью паров из заглубленных емкостей. Из насосов объемного типа на нефтебазах эксплуатируется преимущественно поршневые, винтовые и шестеренчатые насосы. Область их применения - перекачка темных нефтепродуктов повышенной вязкости. Поршневые насосы наряду с основным назначением используются для зачистки емкостей от остатков нефтепродуктов. Этому благоприятствует высокая всасывающая способность насосов данного типа и бескавитационная работа их при перекачке газожидкостных смесей, образующихся во всасывающих трубопроводах при операциях зачистки. Поршневые насосы применяют в различных вариантах - с приводом от стороннего двигателя и бесприводные прямодействующие. В качестве привода чаще всего практикуются электродвигатели, реже - двигатели внутреннего сгорания. В обоих случаях валы двигателя и насоса соединяется через понижающий редуктор. Для снижения неравномерности подачи насоса, а иногда и для повышения его всасывающей способности, на выходе и соответственно на входе насоса устанавливаются воздушные колпаки, составляющие элемент общей конструкции агрегата, Из прямодействующих насосов в основном используются паровые, двухцилиндровые, двойного действия. У этих агрегатов поршни насоса и парового двигателя соединены одним общим штоком. Применение паровых насосов сопряжено с большим расходом пара, поэтому данные насосы экономичны лишь при наличии на нефтебазах достаточно большого количества потребителей пара и главным образом потребителей пара, отработавшего в двигателях паровых насосов.

104 Основные марки электроприводных насосов - П -80/10. Пи
ЭНП-25/2,5, паровых - ПДГ и ПДВ. Буква П в маркировке означает поршневой, Э - электроприводной, Н
- нефтяной. Д - с двигателем, Г и Р -соответственно горизонтальное и вертикальное расположение цилиндров. Цифры в числителе отражают подачу (м
3
/ч), в знаменателе - давление (кгс/см
2
). Маркировка паровых насосов ПДГ и ПДВ выполняется также, как для электроприводных, то есть содержит те же цифровые данные. В настоящем тексте цифровая часть маркировки паровых насосов опущена ввиду большого количества типоразмеров насосов данного вида. Паровые насосы имеет подачу от 10 м
3
/ч домчи давление до
4,5 МПа. Они выпускаются в нескольких исполнениях, что позволяет применять их для перекачки нефтепродуктов с температурой до С, Си С - исполнение X, Ни НГ соответственно, а также для перемещения сжиженных нефтяных газов с температурой от -С до С (исполнение Г. Винтовые и шестеренчатые насосы в отличие от поршневых соединяется с валом двигателя без редуктора, имеет более равномерную подачу, менее габаритны и массивны, динамически уравновешены. По отмеченным качествам данным видам насосов при возможности отдается предпочтение по сравнение с поршневыми. Винтовые насосы производят двух видов - герметичные и негерметичные - в зависимости от геометрических характеристик винтовой нарезки, На нефтебазах находят применение в основном герметичные винтовые насосы. Они могут быть одно, трех- и пятивинтовыми.
Одновинтовые насосы предназначены для перекачки жидкостей с вязкостью до 200 10
-6 мс при температуре не свыше С. Они имеют подачу в пределах 40 мчи давление до 2,5 МПа. Маркировка насоса состоит из цифры 1 и прописной буквы В, означающих сокращенное наименование "одновинтовой", а также дроби, числитель которой указывает округленное значение подачи в литрах на 100 оборотов винта, знаменатель - давление в кгс/см
2
. Общая запись обозначения одновинтовых насосов выглядит следующим образом - В 1,6/25.
Трехвинтовые насосы маркируется аналогично. Например, В 8/16, где В указывает на то, что насос трехвинтовой, 8 -означает подачу в литрах на 100 оборотов ведущего винта, 16 давление в кгс/см
2
. Насосы этой разновидности могут иметь подачу и давление соответственно домчи до 25 МПа. Перекачиваемая ими жидкость должна иметь вязкость не более 60-10
-4 мс.
Пятивинтовые насосы выпускается на подачу не свыше 230 мчи давление до 1,1 МПа при температуре жидкости не более С. Обозначаются эти насосы несколько отличным образом, чем предыдущие.

105 Их маркировка содержит букву Ми цифру, соответствующую подаче в т/ч, например М. Помимо приведенных типов винтовых насосов встречается другие с несколько иной маркировкой - НВВ, ВВ, ВС, ЭНН, ЭМН, ВН, МВН и т. д.
Шестеренчатые насосы представлены на нефтебазах главным образом насосами марок РЗ и Ш, которые расшифровывается как "роторно-зубчатые" и "шестеренчатые". Насосы данных видов предназначены для перекачки нефтепродуктов с вязкостью не свыше 100-
10
-4 мс, при температуре соответственно не более 80 и С. Подача и давление нагнетания этих насосов находятся в интервалах 1-90 мчи МПа.
11. ПОДБОР НАСОСНО-СИЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ НЕФТЕБАЗ На нефтебазах практикуется использование одного итого же насосного оборудования для перекачки различных нефтепродуктов по различным трубопроводам. Это существенно упрощает технологические схемы баз и значительно сокращает затраты на строительство и эксплуатацию нефтебазового хозяйства. Однако при таком подходе от насосов требуется экономичная работа в достаточно широком диапазоне подачи напоров. Практическое воплощение водном насосе всех качеств, удовлетворяющих отмеченным требованиям, часто невозможно. Поэтому насосные станции в общем случае комплектуются несколькими насосными агрегатами, которые разбиваются на группы. Каждая группа агрегатов предназначается для перекачки определенных видов нефтепродуктов, близких по своим физико- химическим свойствам, ограниченное смещение которых не приводит к заметному ухудшению их качеств и потому допускается. Подбор насосов выполняется для каждой группы в отдельности. Протяженность технологических трубопроводов нефтебаз сравнительно невелика и потери напора в них также невысоки, поэтому подбор насосов осуществляется таким образом, чтобы требуемый напор обеспечивался одним насосом. Исходя из этого, а также с учетом того, что каждая группа насосов выполняет различные виды перекачек, отличающихся подачами, в группах устанавливается либо один насос, либо несколько параллельно соединенных агрегатов. К параллельному соединению прибегают при невозможности создания одним насосов требуемых подач. Наличие нескольких насосов в группе позволяет регулировать подачу отключением или включением части агрегатов по мере необходимости. Подбор насосов при числе их в группе не более одного проводится по характеристикам агрегатов таким образом, чтобы требуемые подачи

106 для всех нефтепродуктов и при любых вариантах перекачки, осуществляемых данным насосом, располагались в рабочей зоне характеристики выбранного насоса. Требуемые напоры при этом должны быть равны или меньше (в пределах 20%) напора насоса при соответствующих требуемых подачах. Для насоса из нормального ряда расчетные подачи и напоры должны находиться в рабочем поле насоса. Если группа состоит не из одного, а из нескольких параллельно соединенных агрегатов, для нее подбирается типоразмер насоса, подача которого примерно равна кратной части требуемой подачи группы. Требуемые напоры в этом случае, также, как и при одном насосе в группе, должны равняться или быть несколько меньше напоров выбранного насоса при соответствующих подачах. При удовлетворении рассмотренным условиям нескольких насосов к установке принимается тот типоразмер, чей кпд. выше и при котором потребуется меньшее число рабочих агрегатов в группе. Для насосов, осуществляющих перекачку светлых нефтепродуктов особенно с повышенной упругостью паров, приведенная процедура подбора дополняется проверкой всасывающей способности насосов. Проверка выполняется на основе зависимостей (9.1), (9.2) и проводится для продукта с наибольшим давлением насыщенных паров при его откачке из наиболее удаленной и наиболее заглубленной по отношению к насосам емкости. За расчетную температуру принимается самая высокая температура продукта в процессе эксплуатации нефтебазы. Рассмотренный выше способ подбора насосов отражает общий подход к подбору насосов, для нефтебаз. В отдельных частных случаях данный способ требует дополнений, отражавших специфику работы насосов в конкретных условиях. К таким частным случаям относятся подбор грузовых и зачистных насосов плавучих НС и подбор насосов с учетом различных факторов, ограничивающих производительность перекачки нефтепродуктов.
11.1. Особенности подбора насосов для плавучих насосных станций Главной особенностью плавучих НС, оказывающей влияние на подбор грузовых и зачистных насосов станций, является непостоянство характеристик всасывающих коммуникаций НС, Непостоянство характеристик вызывается тем обстоятельством, что значительную часть всасывающих коммуникаций плавучих НС составляют сливные трубопроводы нефтеналивных судов. Число типоразмеров ванных судов и, соответственно разнообразие вариантов бортовых трубопроводов, достаточно велико. Это приводит к тому, что с подходом к плавучей НС очередного судна часто происходит изменение характеристик всасывающих коммуникации станций.

107 Данную особенность необходимо учитывать при подборе насосов для плавучих НС. В особенности при подборе грузовых насосов. Всасывающая способность их должна обеспечивать бескавитационную откачку нефтепродуктов из судна с самым большим гидросопротивлением сливных коммуникаций. Производительность разгрузки судна при этом должна отвечать существующим нормам времени слива, утвержденным соответствующими министерствами либо предусмотренными в двухстороннем договоре между нефтебазой и пароходством. Для проверки всасывающей способности предварительно подобранного грузового насоса и производительности слива нефтепродуктов из судов можно использовать предлагаемую ниже методику, частично раскрытую на рис. 11.1. Перед рассмотрением сути этой методики необходимо ознакомиться с проблемой более детально и уточнить основное назначение грузовых насосов плавучих НС. Оно состоит в обеспечении сливу нефтепродуктов из наливных судов требуемой производительности. Эта производительность помимо
Q-H характеристики предварительно подобранного насоса определяется пропускной способностью линии слива - совокупности составляющих единую систему сливных трубопроводов судна, технологических трубопроводов плавучей НС и технологических трубопроводов нефтебазы на участке "плавучая НС - резервуарный парк. Пропускная способность линии слива в общем случае лимитируется двумя факторами - общими потерями напора в ней и потерями напора на всасывающем участке линии. Исходя из этого необходимо определять две пропускные способности линии слива одну по общим потерям напора в линии. Другую - по гидропотерям на ее всасывающем участке. Фактически осуществимой производительностью слива будет меньшая из них. Пропускная способность по общим потерям напора в линии слива определяется построением Q-H характеристики насоса, перекачивающего рассматриваемый продукт, и Q-H характеристики сливной линии для того же продукта. Точка пересечения характеристик является рабочей точкой системы "насос- линия слива. Ее абсцисса определяет пропускную способность данной системы. Н характеристика насоса принимается по его паспорту либо по литературным источниками пересчитывается на рассматриваемый нефтепродукт. Аналогичная характеристика пинии слива строится на основе формулы (11.1)

108 z
g
2
g
2
d l
Н
к
1
j
2
j j
n
1
i
2
i
1
i i
i
,
(11.1) где i
- коэффициент гидросопротивления того участка линии, отличающегося от других внутренним диаметром трубопровода l
i
- протяженность того участка линии сливам- внутренний диаметр того участка линии сливам- скорость потока рассматриваемого нефтепродукта в том участке, мс
J
- коэффициент местного сопротивления того местного сопротивления на линии слива j
- скорость потока рассматриваемого нефтепродукта в участке линии слива, на котором находится j-тое местное сопротивлением с z - разность геодезических отметок между максимальным уровнем взлива нефтепродукта в самом отдаленном от плавучей НС резервуаре нефтебазы и минимальным уровнем продукта в танке суднам. Пропускная способность линии слива по потерям напора на ее всасывающем участке находится как абсцисса точки пересечения Q-H характеристики всасывающего участка линии с кривой допустимых потерь напора на всасывании насоса h qon
Q-H характеристика всасывающего, участка строится по формуле
(11.1), где вместо z принимается максимальная разность геодезических отметок оси насоса и уровня нефтепродукта в танках судна. Для центробежных насосов кривая h qon
-Q строится по формуле
(11.2) qon
2
вх s
o qon h
g
2
g p
P
P
h
,
(11.2) где h qon
- максимально допустимые потери напора на всасывающем участке линии слива, при которых насос работает без кавитации, м Р - атмосферное давление, Нм Р - давление насыщенных паров перекачиваемого продукта, Нм р - плотность перекачиваемого продукта, кг/м
3
,
ВХ
- скорость продукта на входе в насос, мс h
qon
- допустимый кавитационный запас насоса для нефтепродукта, принимаемый по комплексной характеристике насосав зависимости от его подачи, м. Расчет h qon содержит некоторые особенности, которые заключаются в предварительном определении максимально допустимой температуры перекачки из условия отсутствия кипения перекачиваемого продукта в наивысшей точке всасывающего участка. Эту температуру

109 предлагается определять по формуле (11.3), полученной на основе зависимости ПА. Рыбакова
1
sp qon s
P
P
lg
6
,
4 1430
T
,
(11.3) где Т - температура перекачки продукта, при которой отсутствует вскипание жидкости в наивысшей точке всасывающего участка линии слива. КР- давление насыщенных паров продукта по Рейду, то есть при
37,8 С, Нм Р
- допустимое давление насыщенных паров продукта из условия невозникновения кипения продукта во всасывающем участке, Н/м
2
Для определения допустимого давления насыщенных паров можно рекомендовать формулу
)
x h
(
g в o
qon s
, где В - потери напора во всасывающем участке между начальным сечением его и наивысшей точкой участкам х - наибольшая разность между отметкой наивысшей точки сливных коммуникаций судна и уровнем продукта в танках, м. Значение х, требуемое для определения P
S qon обычно соответствует минимальной осадке судна, наблюдающейся в конце операции слива. Если полученное по (11.3) значение температуры оказывается выше максимально возможной температуры нефтепродукта в сливных коммуникациях судна, тов расчет h qon принимается максимальная температура нефтепродукта, при обратном соотношении данных температур - температура, определенная по (11.3). Приведенным выше способом строятся кривые, изображенные на рис. 11.1. При этом Q-H характеристики линии слива и ее всасывающего участка строятся неоднократно для каждого типоразмера наливных судов, проходящих разгрузку на данной плавучей НС. Из рисунка видно, что для рассматриваемой НС грузовой насос подобран неудачно - пропускные способности линии слива и ее всасывающего участка неодинаковы. Лимитирующим является всасывающий участок, причем его пропускная способность (65 м
3
/ч) ниже общей пропускной способности линии слива (160 м
3
/ч) примерно в
2,5 раза. Сложившуюся ситуацию исправляют. Конкретное разрешение ее зависит от соотношения пропускных способностей линии и участка с требуемой производительностью слива, обоснованной технико-экономическим расчетом и зафиксированной в нормативных документах либо в двухстороннем договоре между нефтебазой и пароходством. Здесь возможны три случая.

110 Рис. 11.1. Определение пропускной способности линии слива по общему гидросопротивлению (аи по гидросопротивлению всасывающего участка (б)

111 В первом случае, когда требуемая производительность слива оказывается меньше обеих пропускных способностей - для линии слива и ее же всасывающего участка,
- пересматривается диаметры технологических трубопроводов НС и нефтебазы на участке от плавучей станции до резервуарного парка. Пересмотр выполняется в сторону уменьшения диаметров для снижения капиталовложений в коммуникации нефтебаз. После уменьшения диаметров проводятся проверочные расчеты, подобные ранее рассмотренным. В том случае, когда требуемая производительность находится между пропускной способностью линии слива и пропускной способностью ее всасывавшего участка, от первоначально подобранного насоса отказывается и рассматривают другой, с более высокой всасывающей способностью. Для нового насоса выполняется те же проверочные расчеты, что и для прежнего. Третий возможный случай - требуемая производительность превышает пропускные способности линии слива и ее всасывающего участка. При такой ситуации пересматриваются диаметры соответствующих коммуникаций НС и нефтебазы в сторону их увеличения, и подбирается новый насос либо выполняется одно из этих действий. В любом случае критерием правильности проектирования линии слива и правильного подбора грузовых насосов плавучей НС являются близкие значения общей пропускной способности линии и ее всасывающего участка, а также соответствие их требуемой производительности слива. Аналогичным образом производится подбор зачистных насосов стем лишь отличием, что пересмотр диаметров трубопроводов в этом случае не производится и на требуемую производительность обращает меньшее внимание, так как время зачистки существенно меньше общего времени разгрузки судов.
11.2. Особенности подбора насосов в условиях, ограничивающих производительность перекачки Эффективность работы нефтебаз в немалой степени зависит от интенсивности осуществления на них операций по разгрузке и загрузке наливных транспортных средств, доставляющих нефтепродукты на базы и с баз другим потребителям. Данное обстоятельство может невольно вызвать тенденцию к принятию средств перекачки с возможно большей производительностью. В условиях нефтебаз это не всегда оправданно, так как существует ряд технических и технологических факторов, способных заметно

112 лимитировать производительность перекачки нефтепродуктов. К числу таких факторов в первую очередь следует отнести ограниченную пропускную способность дыхательной арматуры резервуаров и повышенную способность к образованию статического электричества у некоторых видов светлых нефтепродуктов. Первый фактор наиболее проявляет себя при операциях слива- налива. Вовремя этих операций насосы либо отбирает нефтепродукты из емкостей, либо подают продукты в них. При этом жидкость освобождает часть объема резервуара или, соответственно, заполняет его. Все это сопровождается интенсивным поступлением атмосферного воздуха в освободившийся объем либо вытеснением паровоздушной смеси из резервуара в атмосферу. Интенсивность рассмотренных процессов тем выше, чем значительнее производительность слива-налива. Поступление воздуха в емкости и выход паровоздушной смеси из них осуществляется через дыхательную арматуру - дыхательные клапаны, установленные на кровле резервуаров. Если производительность отбора или поступления жидкости в резервуары превысит пропускную способность клапанов, тов резервуарах создастся соответственно разряжение или избыточное давление. В определенных условиях это может привести к потере герметичности емкостей, так как в большинстве случаев они рассчитаны на незначительное избыточное давление в 200 мм вод. столба (2000 Паи еще меньшее разряжение в 25 мм вод. столба (250 Па) При подборе насосов для операций слива-налива отмеченные обстоятельства подлежат обязательному учету. В этом случае всегда делается проверка соответствия требуемой производительности насосов пропускной способности клапанов. Если дыхательные клапаны имеют меньшую пропускную способность, чем требуемая производительность насоса, то количество клапанов увеличивают и затраты на них учитываются при последующем технико-экономическом обосновании производительности операций слива-налива. Второй из факторов, способных ограничить производительность операций слива-налива, распространен менее чем только что рассмотренный, поскольку он сопутствует лишь интенсивной перекачке ряда светлых нефтепродуктов с низкими значениями электропроводности. К таким нефтепродуктам, в частности, относятся бензины, керосины, дизельные топлива и топлива для реактивных двигателей. Перечисленные нефтепродукты при перемещении их по трубопроводам накапливают в себе электрические заряды - статическое электричество, - возникающие, по ряду гипотез, от трения частиц нефтепродуктов. Часть накопленного заряда растекается из

113 нефтепродукта на стенки труби далее в земле. Но эта часть сравнительно невелика, так как данные нефтепродукты имеют низкую электропроводность, и растекание заряда происходит только из пристенной области потока - из ламинарного подслоя. Турбулентное ядро при этом остается как бы электрически изолированными в нем по мере движения потока по трубопроводу происходит постепенное накопление заряда. Причем чем больший путь проходит поток по трубопроводу, тем больший заряд накапливается в жидкости. Это наблюдается до некоторого момента, затем, по прошествии потоком определенного пути, процесс накопления зарядов приходит в динамическое равновесие с процессом их растекания. Количество статического электричества в жидкости стабилизируется ив дальнейшем не зависит от пройденного потоком пути или длины трубопровода. Рассмотренное в аналитической форме записывается следующим образом
L
exp
1
I
I
,
(11.4) где l - сила тока электризации, возникавшего от накопления в потоке жидкости электрических зарядов. А, l - сила тока электризации, возникающего от накопления электрических зарядов в "бесконечном" трубопроводе, когда L >> tv, A;
L - протяженность трубопроводам- время релаксации, сор- удельное объемное электрическое сопротивление жидкости,
Ом-м;
- диэлектрическая проницаемость жидкости, составляющая для нефтепродуктов от 2 до 2,5; o
- абсолютная диэлектрическая постоянная, равная 8,854 •10
-12
ф/м. Наэлектризованный поток из трубопровода обычно поступает в какую-либо технологическую емкость (резервуар нефтебазы, танк наливного судна, в авто- или железнодорожную цистерну, практически всегда содержащую паровоздушное пространство. Данное пространство занимает смесь воздуха и паров нефтепродукта. Если накопившийся в жидкости заряд имеет достаточную величину, происходит электрический пробой паровоздушного пространства с образованием искры, исходящей от поверхности нефтепродукта в емкости по направление к ближайшей

114 металлической конструкции. Пробой, как правило, происходит на заземленные элементы конструкции. При энергии искры, достаточной для воспламенения паровоздушной смеси, наблюдается взрыв смеси и всего нефтепродукта в емкости. Статистика взрывов, происходящих при технологических операциях с нефтепродуктами, достаточно обширна и представительна. Поданным некоторых источников в шестидесятые годы 2% всех пожаров и взрывов в промышленности США произошли по причине разрядов статического электричества. В некоторых химических производствах
60% возгорании имели в качестве причины все те же разряды статического электричества. И, наконец, согласно данных Американского нефтяного института, 71% аварий, связанных с электризацией нефтепродуктов, наблюдались при сливе и наливе автоцистерн. Таким образом, электризация углеводородных жидкостей при интенсивном перемещении их по трубопроводам представляет серьезную опасность, сопряженную не только со значительными материальными потерями, но и с возможными человеческими жертвами. С целью предотвращения опасных последствий от электризации углеводородных жидкостей при их перекачке по трубопроводам "Правилами технической эксплуатации нефтебаз" наложено ограничение на максимальное значение скорости перекачки. Такое ограничение конкретно предусмотрено для нефтепродуктов с электрическим сопротивлением не более 10 Ом мине более 10 5
Ом ми составляет соответственно 10 мс и 5 мс. Для нефтепродуктов с электрическим сопротивлением более 10 9
Ом м четкие значения допустимых скоростей перекачки не даются, а лишь оговаривается, что в этом случае предельные значения скоростей определяются в зависимости от условий перекачки. К основным условиям перекачки, от которых зависит интенсивность образования электрических зарядов в потоке относятся параметры, входящие в (11.4), а также р - плотность углеводородной жидкости, перемещающейся по трубопроводу, кг/м
3
, r - внутренний радиус трубопроводам- кинематическая вязкость углеводородной жидкости, мс. Численные значения упомянутых параметров определяют величину электрического заряда в "бесконечном" потоке и соответственно ток электризации l , для расчета которого предлагается формула [26]

115 2
4 2
2 5
,
0 2
4
)
(
2