УМКД ГНП. УМКД, НПС, МиО ГНП , Kovalenko_2005_1. Учебнометодический комплекс для студентов специальности 170 05 01 Проектирование, сооружение и эксплуатация
 Скачать 6.46 Mb.
|
|
в сеть бак 0 0 0 20 40 60 100 200 300 5 10 15 400 H, мкВт мм об/мин) Обработка полученных экспериментальных данных. 1. Перевести показания всех приборов к одной системе измерения. 2. Используя расчетные формулы (2.73 – 2.79), определить НМ, Н, Nn, КПД ( β) испытуемого нагнетателя. 3. По расчетным данным построить на миллиметровой бумаге графические зависимости Н = f (Q), Nn = f (Q), β = f (Q). Оформление отчета Отчет должен содержать – номер и название работы – цель работы – основные расчетные формулы – протокол испытаний – пример расчета параметров – графики, построенные на миллиметровой бумаге – вывод о полученных результатах. 3.3. Задания для практических занятий Теоретический материал Условием надежной эксплуатации насосных агрегатов является отсутствие кавитации на различных режимах его работы. С этой целью нормальные условия работы насосного оборудования обеспечиваются созданием на входе в насос избытка удельной энергии жидкости над давлением насыщенных ее паров. Явление кавитации заключается в образовании в жидкости парогазовых пузырьков в тех участках потока, где местное давление, понижаясь, достигает критического значения. В качестве критического давления, при котором возникает кавитация, обычно принимают давление насыщенных паров перекачиваемой жидкости приданной температуре. Падение давления ниже давления, соответствующего температуре парообразования, приводит к различной степени перегрева жидкости в зависимости от ее температуры и физических свойств. Перегрев высвобождает необходимое для парообразования тепло. Понижение местного давления ниже давления, соответствующего началу кавитации в проточной части центробежного насоса, может происходить в результате добавочных потерь на входном участке насоса, увеличения скорости жидкости вследствие увеличения числа оборотов, отрыва или сжатия потока. Часть объема, подаваемого насосом, становится заполненной парами жидкости, в результате чего происходит падение напора, уменьшение расхода перекачиваемой жидкости, снижение КПД, увеличение вибраций и шума. Кроме того, при попадании образовавшейся при кавитации двухфазной жидкости в область повышенного давления происходит конденсация и заполнение парогазовых объемов жидкостью с большой скоростью, что приводит к явлению местного гидравлического удара. Совокупность местных гидравлических ударов в момент завершения конденсации паровых объемов, находящихся на поверхности твердого тела, приводит к эрозионному разрушению металла. Нормальные условия работы центробежных насосов могут быть обеспечены созданием на входе в насос избытка удельной энергии над давлением насыщенных паров подаваемой жидкости (подпорные насосы, использование особенностей рельефа местности, заглубление. На действующем нефтепроводе бескавитационные условия работы насосов могут быть обеспечены применением предвключенных шнеков на входе в рабочее колесо, увеличением диаметра всасывающего трубопровода или подключением дополнительных параллельных всасывающих линий, ограничением минимального допустимого уровня перекачиваемой жидкости в резервуарах, снижением производительности насосной станции. Определение минимального давления на входе в подпорные насосы и величины установок на входе магистральных центробежных насосов базируется на характеристиках насоса и свойствах перекачиваемой жидкости. Для определения допустимого кавитационного запаса и значениями- нимального давления на входе в насос используем следующие выражения. Минимальный напор h вх min , гарантирующий бескавитационную работу и определяемый минимальным давлением р вх min в подпорный насос ( ) 2 min min 2 вх вх вх доп н s р h h h g g υ = = ∆ + − ρ ; (2.80) где (∆h доп ) н – допустимый кавитационный запас при работе на нефти h s – напор, определяемый давлением насыщенных паров перекачиваемой нефти при соотношении паровой и жидкой фаз, близком к нулю ν вх – скорость потока во входном патрубке насоса. Допустимый кавитационный запас центробежных подпорных насосов при работе на нефти определяется по формуле ( ) ( ) ( ) доп доп кр н в h h k H h δ ν ∆ = ∆ − α ⋅ ⋅ ∆ − δ (2.81) где ( ∆h доп ) в – паспортное значение допустимого кавитационного запаса, полученное при перекачке холодной воды при заданном режиме, мм вод. ст. табл. 2.7); 80 k δ – коэффициент, определяемый геометрией рабочего колеса кр – термодинамическая поправка, учитывающая влияние термодинамических свойств перекачиваемой нефти, м δ h ν – поправка на влияние вязкости жидкости, м. Таблица 2.7 Параметры подпорных насосов Марка насоса Частота вращения n, об./мин Относительная скорость мкм с Диаметр входного патрубка d вх , м Кавитационный запас на воде доп, м Вакуумметри- ческая высота всасывания доп вак Н , м НПВ 1250-60 НПВ 2500-80 НПВ 3600-80 НПВ 5000-120 НМП 2500-74 НМП 3600-78 НМП 500-115 14НДсН 18НДсН 20НДсН 18”DVS-F Вортингтон 26QL CM/2 1500 1500 1500 1500 1000 1000 1000 960 730 730 980 980 25.5 29.8 33.4 36.9 28.8 28.8 31.5 20.1 19.1 22.9 35.2 0.8 0.8 1.0 1.0 0.9 0.9 1.0 0.4 0.5 0.6 0.61 2.2 3.2 4.8 5.0 3.0 3.0 3.5 - - - - - - - - - - - 5.0 5.0 4.8 5.5 При наличии в паспорте на насос допустимой высоты всасывания доп вак Н вместо допустимого кавитационного запаса последний определяется по формуле ( ) 2 2 доп s вх доп вак в р р h H g g δ − ϑ ∆ = + − ρ , (2.82) где р барометрическое давление р – давление насыщенных паров воды вх ϑ – скорость потока на входе в насос в сечении, где замеряется давление. Коэффициент кавитационного запаса и коэффициент определяются в зависимости от критического кавитационного запаса и геометрии рабочего колеса (рис. 2.25, 2.26). Напор h s , определяемый истинным давлением насыщенных паров р, определяется по формуле ( ) 1,558 0,0063 273 p s s h h T = ⋅ + ⋅ − ⎡ ⎤ ⎣ ⎦ , (2.83) где Т – максимальная температура перекачиваемой нефти, К p s h – напор, соответствующий давлению насыщенных паров р з р , определяемому при соотношении объемов пара и жидкости 4:1 и максимальной температуре перекачки, м. Величина р з р определяется по методике в соответствии с ГОСТ 1756-52. Поправка на влияние вязкости жидкости 2 / 2 дн вх h g ν δ = ξ ⋅ ϑ , (2.84) где дн – коэффициент гидравлического сопротивления на входе в насос, находится по графику (рис. 2.27) в зависимости от характера течения жидкости (числа Рейнольдса) 1,27 Re вх Q d ⋅ = ν ⋅ , (2.85) где ν – вязкость жидкости d вх – диаметр входного патрубка насосам. Для маловязких жидкостей с Re ≥ 4⋅10 4 вязкостная поправка близка к нулю и может не учитываться. Термодинамическая поправка ∆ H кр определяется по формуле 1 1 lg lg кр, (2.86) где В – критерий тепловой кавитации определяется по формуле или из графика (рис. 2.28) 1,9 В ⎜ ⎟ ⎝ ⎠ ; (2.87) R a – критерий фазового перехода a s R B h = ⋅ ; (2.88) К Т – коэффициент температурной неравновесности фазовых переходов (рис. 2.29); Θ – критерий парообразования 2 / мк B W g Θ = ⋅ , (2.89) где W мк – скорость жидкости в межлопаточном канале насосав области пониженного давления – для центробежных насосов 1 60 мк D n W π ⋅ ⋅ = ; (2.90) D 1 – периферийный диаметр входной кромки центробежного колеса. – для шнекоцентробежных насосов 60 ш мк D п W π ⋅ ⋅ = ; (2.91) ш – наружный диаметр шнека. Рис. 2.25. Коэффициент кавитационного запаса α Рис. 2.26. Коэффициент, определяемый геометрией рабочего колеса Рис. 2.27. Зависимость коэффициента гидравлического сопротивления от числа Рейнольдса Рис. 2.28. Зависимость критерия тепловой кавитации от давления насыщенных паров перекачиваемой жидкости Рис. 2.29. Коэффициент температурной неравномерности Рис. 2.30. Зависимость термодинамической поправки от давления насыщенных паров Для каждого подпорного насоса известно значение W мк при номинальной подаче. Для центробежных насосов типа НДВ, НДсН, шнекоцен- тробежных типа НМП и других подобных насосов частота вращения которых не превышает 1000 об./мин для рабочего диапазона подач (0,8 – 1,2) ном, термодинамическая поправка может быть определена по формуле или по рис. 2.30 0,46 0,41 кр) Пример № 1 Характеристика Q-H насоса НМ 1250 – 260 с диаметром рабочего колеса 440 мм имеет вида другой насос той же марки, нос диаметром рабочего колеса 465 мм имеет вид H = 374 – 0,451·10 -4 Какую характеристику будет иметь система этих двух насосов, соединенных последовательно Какую характеристику будет иметь система этих двух насосов, соединенных параллельно Решение Для последовательного соединения насосов H = (331 + 374) – 2·0,451·10 -4 Q 2 = 705 – 0,902·10 -4 Q 2 Для параллельного соединения насосов ( ) 3 4 4 374 (331 ) 331 374 6,71 10 0,451 10 0,451 10 H H Q H H Q − − − − − + = где H < 331 м, Если H = 331 то, 3 374 331 6,71 10 Q − − = ⋅ , откуда находим, что Q = 977 м 3 /ч. Если H = 300 то, 3 374 300 374 300 6,71 10 Q − − + − = ⋅ , откуда находим, что Q = 2116 м 3 /ч Q 1 Q 2 Пример № 2 Характеристика Q-H насоса НМ 1250-260 с диаметром рабочего колеса мм имеет вид H = 369,7 – 0,451 ⋅10 -4 Q 2 . Какую характеристику будет иметь тот же насос, если его рабочее колесо обточить до 440 мм Решение 2 4 2 4 2 440 369,7 0,451 10 331 0,451 10 Пример № 3 Характеристика Q-H насоса НМ 1250-260 диаметром рабочего колеса мм имеет вид H = 369,7 – 0,451 ⋅10 -4 Q 2 . Насколько миллиметров нужно обточить рабочее колесо насоса, чтобы при той же подаче насос развивал напор нам меньше Решение 2 1 369,7 329,7 465 D ⎛ ⎞ Из уравнения находим, что 439 D = мм, те. нужна обточка на 26 мм. Q H 1 = H 2 = H Пример № 4 Характеристика Q-H центробежного насоса имеет вид H = 331 – – 0,451 ⋅10 -4 Q 2 . Перекачка ведется с расходом Q = 1000 м 3 /ч. Какой пере- пуск нефти через насос убрать, чтобы при той же подаче снизить дифференциальный напор насоса нам Решение Определим дифференциальный напор, м, развиваемый насосом с исходной характеристикой 4 2 4 2 331 0,451 10 331 0,451 10 1000 285,9 H Q − − = − ⋅ = − ⋅ = ; ( ) 2 4 331 0,451 10 1000 286,9 П . Находим, что П м 3 /ч. Задачи 1. Характеристика Q-H центробежного насоса НМ 360-460 имеет вид H = 540 – 0,617 ⋅10 -3 Q 2 . Какую характеристику будет иметь система двух таких насосов, соединенных последовательно 2. Характеристика Q-H центробежного насоса НМ 360-460 имеет вид H = 540 – 0,617 ⋅10 -3 Q 2 . Какую характеристику будет иметь система двух таких насосов, соединенных параллельно 3. Характеристика Q-H центробежного насоса с диаметром D 0 = 490 мм имеет вид H = 545,6 – 0,617 ⋅10 -3 ⋅Q 2 . При расходе 350 м 3 /ч насос развивает напор 470 м, что нам больше, чем требуется для перекачки нефтепродукта по участку трубопровода. Насколько нужно обточить рабочее колесо насоса, чтобы при указанном расходе напор составлял 400 м 4. Характеристика Q-H центробежного насоса при частоте вращения вала ротора n 0 = 2500 об./мин имеет вид H = 545,6 – 0,617 ⋅10 -3 ⋅Q 2 . При расходе м 3 /ч насос развивает напор 470 м, что нам больше, чем требуется для перекачки нефтепродукта по участку трубопровода. Насколько нужно изменить частоту вращения вала ротора насоса, чтобы при указанном расходе напор составлял 510 м 5. Характеристика Q-H центробежного насоса НМ 1250-260 при частоте вращения вала ротора n 0 = 3000 об./мин имеет вид H = 331 – Какую характеристику будет иметь тот же насос, если частоту вращения вала его ротора снизить до 2800 об./мин? 6. Характеристика Q-H центробежного насоса НМ 1250-260 при частоте вращения вала ротора n 0 =3000 об./мин имеет вид Насколько нужно увеличить число оборотов вала насоса, чтобы при той же подаче повысить развиваемый напор нам. Определить мощность навалу центробежного насоса НМ 3600-230 при перекачке нефти ( ρ = 800 кг/м 3 ) с расходом Q = 1800 м 3 /ч, если известны его напорная характеристика H = 273 – 0,125 ⋅10 -4 ⋅ Q 2 и коэффициент полезного действия η = 0,83. 8. Напорная характеристика центробежного насоса НМ 1250-260 имеет вид H = 295 – 0,363 ⋅10 -4 ⋅Q 2 . Определить потребляемую насосом мощность при перекачке дизельного топлива ( ρ = 840 кг/м 3 ) с расходом Q = 900 м 3 /ч , если коэффициенты полезного действия насоса и привода равны соответственно 0,82 и 0,95. 9. Два центробежных насоса серии НМ, один с характеристикой H = 273 – 0,125 ⋅10 -4 ⋅Q 2 и другой – с характеристикой H = 251 – 0,812 ⋅10 - 5 ⋅Q 2 , соединенные последовательно, перекачивают нефть с расходом Q = 1800 м 3 /ч. При этом коэффициент полезного действия первого насоса η = 0,78, а второго – η = 0,83. Определить коэффициент полезного действия системы этих двух насосов. 10. Два центробежных насоса серии НМ, один с характеристикой H = 245 – 0,16 ⋅10 -4 ⋅Q 2 и другой – с характеристикой H = 295 – 0,363 ⋅10 -6 ⋅Q 2 , соединенные параллельно, перекачивают нефть с расходом Q = 1800 м 3 /ч. При этом коэффициент полезного действия первого насоса η = 0,72, авто- рого – η = 0,80. Определить коэффициент полезного действия системы этих двух насосов. 4. Тесты и задания для контроля за результатами обучения На оценку удовлетворительно 1. Почему насосы с напором 550 ми больше не допускают последовательной работы 2. В каких случаях запрещается запускать насосные агрегаты 3. В каких случаях должна быть осуществлена аварийная остановка насосного агрегата 4. Перечислить основные параметры, которыми характеризуется работа центробежного агрегата. 5. Какие характеристики насосов называются стабильными, нестабильными. Записать уравнение напорной характеристики центробежных насосов. 7. Построить характеристику совместной работы двух последовательно и параллельно обвязанных насосов. 8. В каких случаях необходимо пересчитывать характеристику насосов 9. Какие существуют способы изменения характеристик центробежных насосов 10. Дать описание основного элемента центробежного нагнетателя. 11. Конструкции нагнетателей. Маркировка нагнетателей. 12. Задача. На оценку хорошо 1. Какие меры необходимо предпринять при монтаже насосных агрегатов 2. В каких состояниях могут находиться подпорные и магистральные насосы 3. В каких случаях обязательно определение и оценка допускаемого кавитационного запаса 4. Что такое кавитация 5. Записать уравнение для определения допустимой вакуумметриче- ской высоты всасывания насоса. 6. Что такое поле Q-H насоса 7. Записать уравнение совместной работы двух последовательно, параллельно работающих насосов. 8. Записать уравнение для определения Q, H, N при изменении диаметра рабочего колеса. 9. Каким образом определяется коэффициент пересчета K Q , K H , K η ? 10. Записать уравнение Эйлера для работы лопастного насоса. 11. Какие преимущества торцевых уплотнений по сравнению с сальниковыми. Графически изобразить принципиальную схему нагнетателя. 13. Задача. На оценку отлично 1. Какие существуют программы пуска насосного агрегата Дать анализ каждой из программ. 2. Что является критерием удовлетворительной работы торцевых уплотнений. Каким образом обеспечивается бескавитационная работа насосов при “постанционной” и из насосав насос схемах перекачки нефти 4. Как определяется допустимый кавитационный запас центробежных подпорных насосов при работе на нефти 5. Почему параметры работы насосов получают из экспериментальных характеристик 6. Записать уравнение для определения рабочей зоны характеристики Q- η. 7. Как можно определить величины коэффициентов a и b, К и К при наличии характеристик насоса Q-H, Q- η? 8. Записать уравнение для определения КПД насосной станции, имеющей параллельно, последовательно работающих разнотипных насосов. 9. Провести анализ различных способов изменения насосных характеристик по их эффективности. 10. Записать уравнеие для определения Н, Н, η Н при изменении вязкости жидкости в случае Re < П. Как влияет угол β 2 на напор нагнетателя 12. Задача. Модуль 3 РЕЗЕРВУАРЫ Введение Резервуары являются одними из важнейших сооружений нефтебаз и НПС ив основном предназначены для хранения нефти и нефтепродуктов. Емкости для хранения нефти и нефтепродуктов могут быть подразделены последующим признакам − по материалу, из которого они изготовлены металлические, железобетонные, земляные, синтетические, ледогрунтовые ив горных выработках по величине избыточного давления резервуары низкого давления, в которых избыточное давление мало отличается от атмосферного (р и ≤ 0,02 МПа, и резервуары высокого давления (р и ≥ 0,02 МПа − по технологическим операциям резервуары для хранения мало- вязких и высоковязких нефти и нефтепродуктов, резервуары-отстойники, буферные резервуары и резервуары специальных конструкция для хранения нефти и нефтепродуктов с особыми свойствами − по конструкции вертикальные цилиндрические с коническими и сферическими крышами и плоским или пространственным днищами, горизонтальные цилиндрические с плоским или пространственным днищами каплевидные шаровые резервуары-цилиндроиды; прямоугольные траншейные. Резервуар называется подземным (заглубленным в грунт или обсыпанным грунтом, когда наивысший уровень нефтепродукта в нем находится не менее чем нам ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки (к подземным относятся также резервуары, имеющие обсыпку не менее чем нам выше допустимого наивысшего уровня нефтепродукта в резервуаре и шириной не менее 3 м. Наземным называют резервуару которого днище находится на одном уровне или выше наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки (в пределах 3 мот стенки резервуара. Для изучения материала использовать основную (5) и дополнительную) литературу. |