Хусаинов Рассчеты. Государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение
 Скачать 493.23 Kb.
|
РАСЧЕТ ОСНОВНОГО МАГИСТРАЛЬНОГОНАСОСА
Таблица 4.1 Ориентировочные параметры МНП
, (4.1) ([]) где – коэффициент надѐжности по внутреннему рабочему (допу- стимому) давлению в трубопроводе:
700 – 1200 мм с промежуточными перекачивающими станциями без подключенияѐмкостей;
– допустимое давление в трубопроводе, МПа; – наружный диаметр трубопровода, мм; [] – расчѐтное (допустимое) сопротивление стали на разрыв, МПа: [ ] , (4.2) где р вр– нормативное (предельное) сопротивление металла трубы и сварных соединений на разрыв (временное сопротивление на разрыв), МПа (принимается по табл. П1.1 и П1.2 Приложения 1); Kу.р.– коэффициент условий работы трубопровода, зависящий согласно СНиП 2.05.06 – 85* Магистральные трубопроводы от категории трубо- провода и его участка (принимается студентом самостоятельно, табл. 4.2). Таблица 4.2
– коэффициент надѐжности по материалу, учитывающий качество материала труб с учѐтом реальной технологии их изготовления, допус- ков на толщину стенки, степени контроля сварных соединений (прини- мается по табл. П1.1 и П1.2 Приложения 1); – коэффициент надѐжности, учитывающий внутреннее давление Р , диаметр трубопровода и его назначение (принимается по табл. 4.3). Таблица 4.3 Коэффициент надѐжности по назначению трубопровода
. (4.3)
температуре в соответствии с РД 153 – 39 – 019 – 37 Методические ука- зания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний РФ, кг/м3: (), (4.4) где – средняя температурная поправка к плотности [кг/(м3∙С)], кото- рая принимается из табл.4.4. Таблица 4.4 Температурная поправка на плотность нефти
Продолжение табл. 4.4
,м3/ч; (4.5) ,м3/с; (4.6) где – коэффициент, учитывающий возможность перераспределения потоков в процессе эксплуатации нефтепровода:
В нашем случае полагаем Кп = 1,07 (однониточный нефтепровод). Nг – число рабочих дней трубопровода в году, определяется в зависи- мости от диаметра и длины трубопровода (табл. 4.5). Таблица 4.5 Нормативная годовая продолжительность (в сутках) работы МНП
V QсSпрох 4Qс вн πd2 ; (4.7) где S и –соответственноплощадьпроходногосечения(вм2)и прох внутренний диаметр (в м) трубопровода; – секундный расход нефти; = 3,14.
выберите марку основного магистрального насоса (НМ) (Приложе- ние 2) насосных станций так, чтобы значение попало в рабочуюоб- ласть заводской напорной (или Q-H )характеристики насоса, снятой на воде (tст = 20 С) (поскольку в данном диапазоне за- метного ухудшения к.п.д. не наблюдается, рис. 4.1). Здесь, – левая и правая границы рабочей зоны насоса. Границырабочейобласти на графике Н = F(Q) вычисляются по формулам: Qл = 0,8 QВ.опт ; Qп =1,2 QВ.опт , (4.8) max где Qвопт – подача выбранного типа насоса в оптимальном режиме, т.е. при максимальномк.п.д. (рис.4.1). Общие технические условия на магистральные насосы НМ опреде- ляются ГОСТ 12124 – 87 «Насосы центробежные нефтяные для маги- стральных трубопроводов» [4], который распространяется, как на ос- новные, так и на подпорные насосы. Государственный стандарт охваты- вает 11 типов основных насосов, а с учетом сменных роторов (рабочих колѐс) – 20 типов. Насосы в упомянутом ГОСТе расположены в порядке возрастания подачи от 125 до 12 500 м3/ч. Насосом с самой большей подачей являет- ся насос НМ 10000–210, маркировка которого расшифровывается так: насос магистральный с номинальной подачей (с основным рабочим колесом) Qо.н = 10 000 м3/ч и номинальным напором Но.н = 210 м. На перекачивающих станциях основные магистральные насосы со- единяют последовательно, так чтобы при одной и той же подаче напо- ры, создаваемые насосами суммировались. Это позволяет увеличить напор на выходе станции.
H H η H1 H = F(Q) H2 η = f(Q) η max Q1=Qл Подача, м3/ч QВ опт Q2 = Qпт Рабочая часть По конструкции основные насосы, входящие в ГОСТ 12124-87, подразделяются на два типа: секционные многоступенчатые (число ступеней,т.е.рабочихколес,оттрѐхдопяти)сколѐсамиодносторонне- го входа (на подачи от 125 до 710 м3/ч) и спиральные одноступенча- тые с двухсторонним входом жидкости в рабочее колесо (на подачи от 1250 м3/ч и более). Последние имеют сменные колѐса (роторы) напода- чи 0,5∙Qо.н; 0,7∙Qо.н (что обеспечивает экономную работу насосов на пер- вой стадии освоения трубопровода) и 1,25∙Qо.н, где Qо.н – подача насоса с основным колесом при номинальном режиме перекачки (данный ре- жим указывается в самой маркировке насоса – НМ Qо.н –Но.н). Напор, м Рис. 4.1. (Q-H) – характеристика центробежного насоса
Qв опт c1в /(2c2в), (4.9) при которой максимальный к.п.д. на воде м.вmax равен м.в max c0в
2 Q в опт, где c0в , c1в , с2в – коэффициенты, определяемые по табл. 8.
Hм в hм в bм в Q2, (4.10) где Q1 Qл и Q2 Qп ; hм ви bм в
стемы двух уравнений с двумя неизвестными: H1hм вb Q2; м в 12 h H 2 hм в bм вQ2 , 1 2 2 1; Н Q 2 H Q 2 мв Q2Q2 откуда bмв 2 1 Н1Н2, 2 1 Q 2Q 2 (4.11) где H 1 и H 2 напоры, взятые с заводской напорной характеристики Н = F (Q) (Приложение4).
F (Qо.н ) Hо.н Hо.н δ 100%, (4.12) которая не должна превышать допустимой (5 %), где F(Qо.н)hмвbмв 2 Q о.н/ . Тогда напор, развиваемый насосом на воде в оптимальном режиме будет равен: Hм в опт hмв bмв 2 Q м вопт . (4.13) В соответствии с Нормами технологического проектирования ма- гистральных нефтепроводов (ВНТП 2-86) магистральные нефтепроводы протяженностью более 600 делятся на эксплуатационные участки дли- ной от 400 до 600 км. Станции, расположенные на границах таких участков, работают с подключенными резервуарами. Суммарный по- лезный объѐм резервуарных парков нефтепровода ориентировочно определяется следующим образом (единица измерения – суточный объ- ем перекачки нефти по трубопроводу):
Главной задачей подпорного насоса является взять нефть из ре- зервуара и подать еѐ на вход основного насоса, перекачивающегонефть (или нефтепродукты) по трубопроводу. С помощью подпорных насосов создается избыточное давление (подпор) на входе в основные насосы станции, которое обеспечивает их бескавитационную работу, поскольку разности высотных отметок остаточного уровня взлива нефти в резер- вуаре (оси приѐмо-раздаточного патрубка резервуара) и оси входного патрубка основного насоса не хватает, чтобы преодолеть довольно зна- чительный кавитационный запас последнего, составляющий (Приложе- ние 5) от 20 м (2,0 атм) для насосов НМ 1250260 до 87 м (8,7 атм) для насосов НМ 10000210. Подпорные насосы, применяемые для создания такого давления, требуют гораздо меньших значений давления на входе. Необходимый кавитационный запас для подпорных насосов находится в пределах от 0,22 атм (2,2 м) до 0,5 атм (5 м) (Приложение 5) и может бытьобеспечензасчѐтразницывысотныхотметокуровнявзлива «местного» остатка в резервуаре и оси входного патрубка насоса. Напорная характеристика подпорных насосов выражается уравне- нием: Hп в = h.п в + aп в ∙ Q - bпвQ2, (5.1) коэффициентыкоторогоhпв,aпви bпвприведены вПриложении5. В отличие от основных магистральных насосов на перекачивающих станциях подпорные насосы соединяют как правило параллельно (расходы нефти в насосах суммируются, а напор, создаваемый каждым насосом, остается одним и тем же), для того чтобы обеспечит требуе- мый подпор при меньшей подаче в каждом из отдельно взятых насосов. Ведь, как известно, при параллельном соединении насосов общий поток жидкости разделяется на части, составляющие подачи этих насосов. Поэтому стремятся, чтобы либо производительность одного насоса, либо производительность нескольких (двух или трех) парал- лельно соединенных насосов была равна производительности (подаче) основного магистрального насоса. Наиболее распространѐнная схема соединения подпорных насосов – два работающих и один резерв- ный.
В каталогах приведены характеристики центробежных насосов, снятые на воде (в= 1000 кг/м3, в= 1 м Пас = 10-3 Пас и в= 1с Ст = 10-2Ст = 1 мм2/с = 10-6 м2/с при tст = 20 ºС). При транспортировке мало- вязких нефтей и нефтепродуктов эти характеристики изменений не пре- терпевают. Однако с ростом вязкости перекачиваемой жидкости они ухудшаются (снижаются). Вследствие этого, выбрав магистральный и подпорный насосы, необходимо оценить целесообразность пересчѐта паспортных характеристик основных и подпорных насосов (напора, по- дачи,допустимогокавитационногозапаса,к.п.д.,мощности),приведѐн- ных заводом-изготовителем для воды, в случае отклонения свойств транспортируемой жидкости (t, tи tпри t = tп.н) от свойствводы. Пересчѐт характеристик необходим, если кинематическая вязкость транспортируемой жидкости tпри заданной температуре перекачки t = tп.н попадает на интервал: п tдоп, (6.1) где п– критическое значение вязкости (в м2/с) перекачиваемой жидко- сти, при превышении которой необходим пересчѐт напора и подачи НМ; доп– максимально допустимая вязкость жидкости, при которой центро- бежный насос ещѐ способен вести перекачку без предварительной под- готовки жидкости (например, без предварительного еѐ подогрева: для центробежных нефтяных насосов серии НМ доп= 3Ст = 310-4 м2/с). Кинематическая вязкость tнаходится по формуле: t=t/t, (6.2) где tи t– соответственно плотность (в кг/м3) и динамическая вязкость (в Па с) перекачиваемой жидкости при t = tп.н, которая находится по из- вестной формулеРейнольдса-Филонова: t ст е (tп.н tст), при 5 С tп.н 80С , (6.3) где – коэффициент крутизны вискосограммы ( = 0,02 – 0,03, где нижний предел соответствует высоким температурам, а верхний – низ- ким, в наших расчѐтах принимаем = 0,025). Примечание. Если при расчѐте по формуле (5.1) tокажется больше допустимой доп, то следуетпринять: t = доп и t = t t = доп t .
Для вычисления значения пнеобходимо определить число Рей- нольдса в насосе Reп : Reн и сравнить его с переходным числом Рейнольдса n D2 Reн к t (6.4) где Dк – наружныйдиаметр рабочего колеса насоса (м) (Приложение 3), n – число оборотов (в с-1) рабочего колеса насоса (Приложение 2), t – кинематическая вязкость перекачиваемой жидкости (м2/с). Параметр Reн учитывает влияние вязкости перекачиваемой жидко- сти на значение потерь энергии на трение внутри самого насоса. В результате исследований уставлено (рис. 6.1):  Рис. 6.1. Зависимости коэффициентов пересчѐта КН, КQи Kот числа Рейнольдса в насосе Reн
Reн (Reн Reп t п) силатрения перестает зависеть от числа Reп , а зависит только от подачи Q; ха- рактеристика насоса не зависит от вязкости tперекачиваемой жидкости, а зависит только от диаметра и угловой скорости враще- ния рабочего колеса; в пересчѐте (Q–H)-характеристики с воды на вязкую жидкость нет необходимости (коэффициенты hм в , aм в , bм в в уравнениях (4.13), (5.1) не пересчитываются, так как соответ- ствующие коэффициенты пересчѐта КНи КQравны 1 (рис. 6.1). Но это не означает, что так же не надо пересчитывать коэффициенты в уравнении мв= f мв (Q). Поскольку, как это хорошо видно из рис. 6.1при Reн =Reп коэффициент пересчѐтак.п.д.К существенно отличается от единицы (К< 1).
ля, построенные на воде (в= 1с Ст), отличаются от характеристик нагнетателя, работающего на более вязкой жидкости (коэффициен- ты в уравнениях (4.13), (5.1) пересчитываются, так как КНи КQ 1, рис. 6.1). s Reп3,16105n0,305, (6.5) где ns – коэффициент быстроходности насоса на режиме макси- мального к.п.д., являющийся индивидуальной характеристикой насоса: nQвопт nвс0,5 ns 3,65 60 H вопт , (6.6) nк 0,75 где n – число оборотов ротора (рабочего колеса) насоса, об/мин. (При- ложение 2); Q , H = hв–bвQ2 – подача (м3/ч) и напор (м) насоса при ра- в опт в опт в опт боте на воде с максимальным к.п.д. (здесь формуле 4.9); Qвопт рассчитывается по nк , nвс – соответственно число последовательно установленных рабо- чих колѐс (ступеней насоса) и сторон всасывания рабочего колеса; Hвопт Qв опт nк – напор, создаваемый одной ступенью, nв с – расход, приходящийся на одну сторону рабочего колеса. Критическое значение вязкости нефти п, выше которого необхо- дим пересчѐт напорной характеристики рассчитывается по формуле: к п nD2 Reп . (6.7)
Reн Reп , вы- числите коэффициенты пересчѐта напора КН, подачи KQ и к.п.д.К насоса с воды на вязкую нефть. Для этого используйте следующие фор- мулы: KH10,128lgReп H KQ K1,5; Reн ; (6.8) K 1 a lg(Reгр Reн), где Reгр – граничное число Рейнольдса (рис. 6.1); а– поправочный ко- эффициент. Величины Reгр и а, так же как и ReП являются функцией от ns : Re 0,224105n0,384; (6.9) гр s Зная КН, а1,33n-0,326. (6.10) s KQ , К, можно рассчитать величиныаппроксимацион- ных коэффициентов при работе насоса на высоковязкой нефти (индекс «») hм, ам, bм(hп, ап, bп), c0, c1,c2 через известные коэф- фициенты при работе насоса на воде (индекс«в»): hм KH hм в ; aм амв KH KQ aмв K ; 0,5 H bм bмв KH K 2 Q bм в K 2 H ; (6.11) c0 K c0в ; c1 c2 c1в c2в
K K 2 Q ; (6.12) .
max Максимальный к.п.д. на высоковязкой нефти подаче определяемой по формуле (4.9). достигаетсяпри Q опт с1 2 с2 , при которой к.п.д. и напор насоса соответственно равны: max c0 c1 Q опт с2 Q2 опт ; (6.13) Н h b Q2 . опт опт
ристике Hп в hп в bп в Q2 подпорного насоса по формулам (6.1 – 6.13).
Размещение насосных станций на трассе нефтепровода произво- дится графически на профиле трассы. Для этого необходимы следую- щие данные:
ми), iл ( iв );
станции Hст i ;
межуточных насосныхстанций H2 ;
плуатационных участков и нефтепровода в целом Hкп .
Re 4Q πdвнt 4G πdвнt , (7.1) t (м2/c), t (мПа∙с) соответственно кинематическая и динамическая вязкость нефтепродукта при расчетной температуре. граничные значения Re : ReI , ReII: I Re 10 ; | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||