Отв. Кавитация это главный источник проблем с насосами
 Скачать 1.7 Mb.
|
|
Второй случай. Площадь s отверстия в стенке трубы настолько велика, что можно пренебречь разностью напоров ∆H внутри и вне трубы в этом сечении. В этом случае предположение о гидростатическом распределении давления в трубопроводе неверно; в нем возникает интенсивное течение жидкости к месту аварии, так что значительная часть движущего напора теряется на преодоление сил внутреннего трения (гидравлические потери напора на трение). Поэтому для отверстий больших размеров разность ∆H напоров, входящая в формулу, не выражается формулой через высотные отметки сечений ТП. Третий (общий) случай. Отверстие в стенке ТП таково, что необходимо учитывать потери напора при течении жидкости слева и справа к аварийному сечению, однако разностью напоров ∆H внутри и вне трубы в этом сечении пренебрегать также нельзя. 3.3 Остаточный объем жидкости в трубопроводе. В процессе эксплуатации ТП существуют технологические операции, когда жидкость, заполнявшая внутреннюю полость ТП, сливается в резервуары через один из концов участка. При этом столб жидкости разрывается, и в ТП образуются пустоты, заполненные парами транспортируемой жидкости. Расположение и объем таких пустот определяются профилем ТП. Линия гидравлического уклона в рассматриваемом случае состоит из отрезков горизонтальных прямых над полностью заполненными сегментами ТП и отрезков наклонных прямых, параллельных профилю ТП, там, где в ТП образовались пустоты. Общий объем Vост. жидкости, оставшейся в ТП, определяется как сумма объемов VCD участков типа СD таких, что координаты их левых концов образуют монотонно возрастающую слева направо последовательность: Vост=  3.4 Продувка газопровода. Окончание продувки определяют путем анализа газа на выходе. Если содержание кислорода в нем составляет меньше 1%, продувку считают законченной. Продуваемый газопровод герметизируют и нагнетают в его полость газ при продувке газом либо воздух при продувке воздухом под давлением, определяемым выражениями: Объем газа, расходуемого на продувку технологического оборудования инертным газом, V2, м3, вычисляют по формуле, имеющей вид  где Vгеом- геометрический объем продуваемого участка, м3; T1 - средняя температура газа при продувке, К; Р1, Р2 - соответственно давление газа в начале и конце продувки, кг/см2; Z1, Z2 - соответственно коэффициент сжимаемости газа в начале и конце продувки; n - количество технологических операций (кратность продувки, обеспечивающая требования безопасной эксплуатации аппаратуры и оборудования); 283,6 - эмпирический коэффициент, см2×К/кг. 3.5 Опорожнение участка газопровода. Объем газа, выделившегося в атмосферу при опорожнении участка трубопровода Von,м3, вычисляют по формуле  где Vгеом - геометрический объем опорожняемого участка трубопровода, м3; Рн.ср, Рк.ср - соответственно среднее абсолютное давление газа перед началом работы и после опорожнения участка, кг/см2; Zн, Zк- соотв. коэф. сжимаемости газа перед началом работы и после опорожнения участка; 0,995 - эмпирический коэф., см2/кг. Коэф. сжимаемости газа Z определяют по ГОСТ 30319.2 (здесь и далее исключения оговариваются особо) или вычисляют по формуле Z = 1 - 0,0907×Рср×(Тср/200)-3,668 Стац. Регулирование режимов работы системы «НПС – трубопровод». 4.1 Необходимость и методы регулирования работы НПС и МТ. Ни один МТ не работает с одной и той же производительностью в течение года. Причинами, вынуждающими к работе с производительностью, отличающейся от проектной, могут быть: - недостаточное количество перекачиваемой жидкости в резервуарах головной НПС или переполнение резервуаров конечного пункта; - ведение ремонтных работ на трассе ТП без остановки перекачки; - организация путевых сбросов и подкачек перекачиваемой жидкости; - остановка промежуточной НПС; - изменение вязкости перекачиваемой жидкости. Из курса гидромашин известно, что для регулирования совместной работы НПС и ТП могут быть использованы 2 группы методов: а) воздействие на характеристику НПС; б) воздействие на характеристику ТП. К первой группе методов относятся: изменение количества работающих насосов, изменение частоты вращения роторов, применение сменных роторов или обточки рабочих колес, ко второй - дросселирование, байпасирование, уменьшение гидравлического сопротивления ТП (включением лупингов, введением в поток противотурб. присадок или разбавителей). Совмещенная хар-ка НПС и ТП при регулировании уменьшением его гидравлического сопротивления (подпор условно не показан)  1 - хар-ка ТП до регулирования; 2 - хар-ка НПС при трех работающих насосах (n=nном); 3 - характеристика ТП после регулирования уменьшением его гидравлического сопротивления. Наилучшими являются те методы регулирования системы «НПС - трубопровод», которые исключают дополнительные затраты энергии сверх той, которая необходима для преодоления сопротивления ТП при заданной производительности. К ним относятся: - изменение частоты вращения роторов насосов; - применение сменных роторов; - обточка рабочих колес; - изменение количества работающих насосов. 4.2 Регулирование режимов работы НПС дросселированием. Метод плавного регулирования работы. Регулирование режима работы НПС дросселированием состоит в создании потоку искусственного сопротивления в виде сужения площади поперечного сечения потока в каком либо его сечении. Реализуется данный метод на узлах регулирования НПС с помощью управляемых со щита станции и автоматикой РД или регулирующих заслонок. При полностью открытом дроссельном органе D (заслонке, регуляторе и т.д.) раб.т. системы является точка М. Если дроссельный орган D прикрыть, то его сопротивление увеличится, и к потерям напора в нефтепроводе 2, прибавляя потери напора в дроссельном органе. Общие потери напора в системе возрастут, им будет соответствовать 2’. Раб.т. системы и НПС переместится в положение Мд. При дросселировании Q НП всегда только уменьшается. На рисунке ниже показано, как изменяется положение рабочей точки системы «НПС - трубопровод» при умень¬шении его гидравлического сопротивления.   1 - хар-ка ТП до регулирования; 2 - хар-ка НПС при трех работающих насосах (n=nном); 3 - хар-ка ТП при дросселировании; 4 - хар-ка ТП при байпасировании. 4.3 Регулирование режимов работы НПА перепуском. М  етод плавного регулирования. Перепуск - метод состоит в перепуске части жидкости с выхода насоса вновь на его вход. При этом происходит изменение хар-ки трубопроводной системы, на которую работает насос и изменяется месторасположение рабочей точки НПС. Это влечёт за собой изменение режима работы НП. Допустим, 1 - НПС 2 – НП. Раб.т. системы занимает положение М. Откроем задвижку на 3 - перепускном ТП. Жидкость по НП 2, по перепускному ТП 3. Для нахождения раб. точки системы необходимо найти суммарную H-Q хар-ку трубопроводов 2 и 3 при параллельном соед. Рабочей точкой системы при работе НПС с перепуском будет точка МП. При перекачке с перепуском производительность НП всегда только снижается. Данный метод регулирования является неэкономичным, т.к. снижение Q вызывает перерасход энергии на единицу транспортируемой нефти. 4.4 Регулирование режимов работы НПС изменением частоты оборотов ротора насоса. Метод плавного регулирования. При регулировании режима работы НПС изменением числа оборотов ротора насосов происходит изменение Н-Q характеристик насосов. С увеличением числа оборотов х  ар-ка смещается вправо и вверх в соответствии сзависимостями:   .При данном методе регулирования насос развивает напор и подачу, соответствующие сопротивлению и пропускной способности НП. Это самый эконом. метод регулирования, но он не используется в связи с отсутствием мощных ЭД с регулируемой частотой вращения роторов. 4.5 Регулирование режимов работы НПС изменением диаметра рабочего колеса насоса. Метод изменения режимов работы МН изменением диаметра рабочего колеса насоса на НПС состоит в том, что диаметры рабочих колес центробежных насосов НМ, НПВ и НМП могут быть изменены на другой диаметр или может быть произведена обточка колеса на станке. Обточка в пределах 10% практически не приводит к снижению КПД насосов, H-Q хар-ка же насоса при этом изменяется подобно тому, как это происходит при изменении числа оборотов ротора насоса.  При изменении наружного диаметра рабочего колеса обточкой, хар-ки насоса пересчитываются по следующим формулам:  ,  ,  , где: Q, Q1 – подача насоса до и после обточки рабочего колеса соответственно, м3/c; H, H1 – напор насоса до и после обточки рабочего колеса соответственно, м; Δh, Δh1 – кавитационный запас насоса до и после обточки рабочего колеса соответственно, м; D, D1 – диаметр рабочего колеса насоса до и после обточки соответственно, м; L, r – показатели, принимаемые для каждого типа насоса в соответствии с коэф. быстроходности. К задаче 1 (Определение оптимального диаметра) 1. Исходные данные, необходимые для определения диаметра нефтепровода производительность трубопровода; скорость перекачки 2. На основании какого документа выбирается наружный диаметр трубопровода? исходя из технических каталогов заводов, выпускающих трубы для нефтегазопроводов К задаче 2 (Расчет толщины стенки трубопровода) 1.Исходные данные, необходимые для определения толщины стенки Рабочее давление; предел прочности стали; категория участка трубопровода; коэффициент надежности по материалу; коэффициент надежности по назначению; наружный диаметр; коэф. надежности по нагрузке 2. В каком случае необходимо пересчитывать толщину стенки трубопровода? При наличии продольных осевых сжимающих напряжений 3. Какая механическая характеристика стали используется в расчете? Временное сопротивление на разрыв 4. В зависимости от каких факторов присваивается категория участку трубопровода и всему трубопроводу? Диаметр, способ прокладки; назначение; наличие пересекаемых естественных и искусственных препятствии 5. От каких нагрузок и воздействий возникают продольные напряжения в трубопроводе? Температурный перепад; внутреннее давление 6. Объясните физический смысл температур tэ и tф ? Tэ – температура эксплуатации (температура стенки трубы при эксплуатации); tф – температура фиксации расчетной схемы трубопровода (температура окружающего воздуха в момент замыкания трубопровода в нитку) К задаче 3 (Гидравлический расчет нефтепровода) 1.Исходные данные, необходимые для гидравлического расчета нефтепровода Диаметр ТП, толщина стенки; температура перекачиваемой нефти; физические характеристики перекачиваемого продукта; производительность НП. 2. Какие режимы течения нефти могут быть в нефтепроводе? Ламинарный; турбулентный (зона гидравлически гладких труб; зона смешанного трения; квадратичная зона) 3. За счет каких факторов происходит потеря напора в нефтепроводе? потери напора на трение по длине трубопровода; потери напора на преодоление местных сопротивлений; разность геодезических отметок трубопровода 4. В зависимости от каких параметров определяется формула для определения коэффициента гидравлического сопротивления λ ? Переходные числа Рейнольдса (ReI и ReII) 5. Какие параметры необходимы для определения количества НС на нефтепроводе? расчетный напор одной насосной станции; общие (полные) потери напора при течении жидкости ВОПРОСЫ К ИТОГОВОМУ КОНТРОЛЮ (магистры) (2016) Классификация дефектов трубопроводов, определяемых с помощью внутритрубной диагностики. I КЛАСС ДЕФЕКТОВДефекты геометрии трубы (гофры, овальности, вмятины) Опасны: Снижение производительности Снижение прочности трубопровода Затрудненное прохождение дефектоскопов II КЛАСС ДЕФЕКТОВДефекты стенки трубопровода (трещины, коррозия, расслоение материала) Опасны: Снижают прочность трубопровода III КЛАСС ДЕФЕКТОВДефектыпоперечных или кольцевых сварных швов (непровары, поры, смещение кромок шва) IV КЛАСС ДЕФЕКТОВДефектыпродольных сварных швов (непровары, поры, смещение кромок шва) V КЛАСС ДЕФЕКТОВДефектыспирального сварного шва (непровары, поры, смещение кромок шва) Опасны:Снижаютпрочностьтрубопровода Основные этапы расчета надземных трубопроводов, обеспечивающие их надежность. При проектированиинеобходимо рассчитывать основные параметры перехода и проводить проверки на: продольную устойчивость, прочность, недопустимость пластических деформаций, на ветровые нагрузки (резонансные колебания). При эксплуатациинеобходимость ремонта таких участков также обосновывается расчетами: Определение допускаемого пролета между опорами Допускаемый пролет определяем по формуле, м  где qтп – суммарный вес трубы и продукта, Н/м  W – Осевой момент сопротивления поперечного сечения трубы, м3  R2 – расчетное сопротивление материала трубы, МПа  kн, k2 – коэффициенты надежности, соответственно по материалу и по назначение трубопровода, принимаем по приложению. Проверка надземного участка трубопровода на продольную устойчивость производится по условию  S – Снижающее продольное усилие в трубопроводе, Н F – Площадь поперечного сечения трубы, см2  Nкр – критическая продольная сила, при которой наступает потеря продольной устойчивости трубопровода, Н  l0 – приведенная блина балочного перехода, м  J – Осевой момент инерции поперечного сечения трубы, м4  Проверка на прочность многопролетных балочных переходов  σпрN – продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа Ψ3 – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (σпрN≥ 0), принимаемый равным единице, при снижающих (σпрN< 0) определяемый по формуле  σкц – кольцевые напряжения от нормативного внутреннего давления, Мпа  σпрN – суммарное продольное напряжение, Мпа  α, E, µ - физические характеристики стали, принимаются по приложению ∆t – температурный перепад, °С   Для предотвращения недопустимых пластических деформаций надземных трубопроводов проверку необходимо производить по условиям  где,  - нормативное продольное осевое напряжение  Мизг – максимальный изгибающий момент в пролете  f – суммарный прогиб трубопровода, между опорами, м  fЭ – прогиб от действия поперечных нагрузок, м   |