Основным элементом магистрального нефтепровода, выполняющим функции передачи энергии потоку нефти для его перемещения к конечному пункту трубопровода, является нефтеперекачивающая станция.
Нефтеперекачивающие станции являются структурными подразделениями магистрального нефтепровода и представляют комплекс сооружений, установок и оборудования, предназначенных для обеспечения транспорта нефти по трубопроводу.
НПС подразделяется на головные и промежуточные.
Головная НПС – начальная на магистральном нефтепроводе нефтеперекачивающая станция с резервуарным парком, осуществляющая операции оп приему нефти с нефтепромысловых предприятий для дальнейшей транспортировки по магистральному нефтепроводу.
Промежуточная НПС – нефтеперекачивающая станция, осуществляющая повышение давления перекачиваемой жидкости в магистральном трубопроводе. Промежуточная НПС может иметь резервуарный парк.
В состав НПС входят: насосные с магистральными и подпорными насосными агрегатами; резервуарные парки; системы водоснабжения, теплоснабжения, канализации, пожаротушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, связи; технологические трубопроводы; печи подогрева нефти; узлы учета; производственно-бытовые здания, сооружения и другие объекты.
Насосная – сооружение нефтеперекачивающей станции, в котором устанавливаются основное (магистральные, подпорные насосы, электродвигатели) и вспомогательное (системы смазки, охлаждение, подачи топлива, контроля и защит) оборудование.
В данной работе рассмотрена НПС «Крюк», которая входит в состав ОАО «Черномортранснефть».Магистральные нефтепроводы и перевалочные нефтебазы ОАО «Черномортранснефть» - это сложнейший комплекс, построенныйна юге России в 60-70-е годы. И на сегодняшний день ОАО «Черномортранснефть» - крупнейшее предприятие топливно-энергетического комплекса Кубани, стабильно развивающееся, сохраняющее звание предприятия с высокой степенью промышленной надежности и экологической безопасности[1].
Цель работы заключается в изучении насосного основного и вспомогательного оборудования НПС «Крюк».
Задачи данной работы заключаются в проверочном гидравлическом расчете участка «Крюк – Родион» нефтепровода «Суходольная – Родион» и в подборе метода регулирования режима работы НПС «Крюк».
АО «Черномортранснефть» является дочерним предприятием Акционерной компании «Транснефть»
Важным звеном системы нефтепроводов России являются нефтепроводы, обслуживаемые АО «Транснефть»
Экономически выгодно транспортировать нефть на внешние рынки через Новороссийск и Туапсе, так же на это повлияло географическое положение, климат и квалификация специалистов.
Производственные мощности АО «Черномортранснефть» располагаются на территории Краснодарского и Ставропольского края, Ростовской области и республик Северного Кавказа: Адыгеи, Ингушетии, Северной Осетии, Кабардино-Балкарии и Дагестана.
На территории восьми субъектов Российской Федерации расположены более 3,5 тыс. км магистральных нефтепроводов, эксплуатирующихся АО «Черномортранснефть» (рисунок 1.1).
К Краснодарскому и Тихорецкому районному управлению принадлежат 34 нефтеперекачивающих станций (НПС) и линейно производсвенно-диспетчерских станции (ЛПДС).
Резервуарные парки «Шесхарис» и «Грушовая» обеспечивают учет углеводородного сырья и его хранения, приемо-сдаточный пункт «Заречье» - общей вместительностью 1,76 млн. м3
Налив нефти производится на железнодорожных эстакадах «Грушовая», в по дороге и отправляются на России. На Новоросскийска и транспортировка на .
В состав входит предприятий. По НПС и магистральных АО «» занимает из мест.
финансирования является , получаемая за по перевалке на терминалах и на нефтеперерабатывающие .
- это комплекс оборудования и , предназначением создание ( насосов) в для перекачки от или НПЗ до потребителя.
НПС «» структурной Тихорецкого магистральных ( ).
НПС «Крюк» промежуточную без резервуарного . НПС перекачку по «Суходольная – », Dу мм.
Технологическая НПС «» представлена в А.
8 – скольжения; 9 – – подшипник;
10 – вала
Рисунок 4.1– типа НМ –210
разъём насос не . Для стравливания отверстие в корпуса , которое при заполнении жидкостью, а в – для слива при [3].
Корпуса представляют отливки , в которых полости – , и переводные . насосов из 25Л–2 или 20Л–2 . В нижней распологаются , входной и .
Отливка должна точность и чистоту части.
Для прочности испытания, в с тем, что часть заполнена и находится под .
современных типа НМ на рабочее 7,5 МПа.
насоса – единица, из , рабочим на вал и другими на нем . Определяет работы , отношение к , и экономичности.
Вал для момента от к рабочему , закреплённому на при шпонок и . Правильная в корпус в достигается дистанционного . насоса корпусов с регулировочных , чего штифтуются.
В ротора качения или с смазкой.На к подшипниками шайбы, для масла к .
Радиально– шарикоподшипник с предназначен для и осевых сил в .
Торцовое – , находящийся под или и валом, для полости , в случае .
контркольца к гидростатическое , герметизацию .
К концам вала диаметр, по рабочего максимальный .Посадочные обрабатываются по точности.
является насоса , механическую , преобразования энергию . На НМ 7000–210 колеса с жидкости. НМ 7000-210 два колеса с жидкости, дисками, . Колесо и и двух . В этом полуспиральный , для равномерного в рабочее . двухстороннего разгружено от , возникающего при .
муфта момент к насосу, обоймами . Не снимая и двигателя демонтаж и торцевого , снять .
экономичности – КПД, для его повышения при подачах, при трубопровода, ротора с на 0,5, 0,7 и 1,25 от номинальной . На 4,2 представлена насоса НМ [4].
4.2 – Паспортная НМ 7000–210 со на подачу м3/ч
Конструкция ЦБН не герметична, так как существует множество мест с утечками, в том числе и место выхода вала из насоса.. Для предотвращения утечек из внутренней части насоса используются уплотнения.
Щелевые или лабиринтные уплотнения бесконтактны. Они должны удовлятворять требованию простоты и надежности. Используются во внутренней части насоса для уплотнения рабочего колеса, для уменьшения перетока жидкости с с выходного патрубка в входной и устранения утечек механическуих уплотнений и подводимого масла к подшипникам. Не имеют полной герметичности, проскают до 0,1 – 5% перекачиваемой жидкости. Наиболее удобной конструкцией в этом случае является бесконтактное щелевое уплотнение. Общий рисунок щелевого и торцевого уплотнений представлен на рисунке 4.3.
.
1 – корпус насоса; 2 – втулка; 3 – рабочее колесо
Рисунок 4.3 – Щелевое уплотнение магистрального центробежного насоса
В корпусе насоса 1 фиксируется неподвижно втулка 2 с буртиком, которая по диаметру D1 плотно прилегает к корпусу. Между втулкой и уплотняемой поверхностью 3 по техническим требованиям выставляется зазор δ в пределах 0,2…0,4 мм, обеспечивая движение вала без задеваний корпуса 1.
Отношение длины выточки к ее диаметру находится в пределах 0,12…0,15[5].
Лабиринтрное уплотнение имеют эту же конструкцию, но с использованием нескольких щелей подряд. Перекачиваемая жидкость проходит щели, теряя энергию на трении и завихрениях при движении по лабиринту. Давление на выходе намного меньше, чем на входе.
Торцовые уплотнения – широко распространенный в магистральных насосах вид концевых уплотнений. Они представляют собой герметизирующие устройства, в которых плоские уплотняющие поверхности перпендикулярны к оси вращения, а усилия, удерживающие эти поверхности в контакте, направлены параллельно оси вала.
Контактные кольца – они принимают основную нагрузку и являются основными элементами торцового уплотнения, для их изготовления используются специльные материалы.
Основным элементом торцового уплотнения являются контактные кольца, изготовляемые из нержавеющей стали, графита, керамики, карбида кремния, карбида вольфрама, так как на них ложится основная нагрузка при работе торцового уплотнения.
К контактным кольцам предъявляются следующие основные требования:
–антифрикционность - максимально возможная герметичность
– высокая износостойкость наивысшая долговечнось или минимальный износ
– термостойкость - способность сохранять эксплуатационные свайства под напряжениями, вызванными изменением температуры.
– теплопроводность - переносить теплоту от соприкосающихся поверхностей трения;
– коррозионная стойкость (способность сохранять свои свойства и габариты при работе в агрессивных перекачиваемых средах).
Из вышеизложенно следует, что материалы пар трения торцового улотнения применяемых в центробежных насосах должны:
– быть износостойкими, иметь хорошую термостойкость, теплопроводность;
–выдерживать 8 МПа статического и до 4,5 МПа динамического;
– обеспечивать ширину контакта поверхностей трущихсчя пар от 4 до 9;
– обеспечивать контактноые давления в пределах 0,3÷0,8 и дкоторые должны быть меньше критического;
– должны защищать зазор между втулкой упругих элементов и деталями корпуса от механических;
– обеспечить изоляцию пружин упругого элемента от перекачиваемой жидкости, для уменьшения коррозионного влияния на детали;
– обеспечить прокачку нефти через торцы, для их охлаждения в пределах 1÷3 м3/ч;
–создавать усилие развиваемое пружинами в пределах 200÷300 Н;
–уменьшить перекос пар трения, чтобы зазор между ними не превышал 0,2÷0,4 мм;
– обеспечивать чистоту поверхности пар трения не меньше, чем 0,015÷0,5 мкм.
Упругий элемент торцогово уплотнения в условиях возможных вибраций, смещений валов, износа пар трения должен обеспечивать постоянное прижимание контактных колец.
В конструкцию упругого элемента входят:
– пружины;
– аксиально – подвижной втулки;
– обоймы крепящейся на втулку штифтами;
– уплотнительной манжеты.
Количество нажимных пружин варьируется от одной (центральной) до нескольких (от 3 до 20 штук), в зависимости от диаметра вала.
Конструкцию пружины выбирают таким образом, чтобы пружина создавала контактное давление в процессе эксплуатации торцового уплотнения не более 0,3 МПа, для неразгруженных и до 0,7 МПа для. Для создания контактного давления в 20 – 30% хватит 2-3 витковой пружины. Многопружинная конструкция применяется, когдла диаметр вала превышает 100 мм. Это связано с тем, что при увеличении диаметра вала необходимо увеличить толщину проволоки пружины, но в таком случае она не обеспечит равномерность контактного давление.
Еще одна важная деталь - манжетное уплотнение, предназначенное устранения утечек перекачиваемой жидкости под давлением через зазоры между подвижной втулкой и обоймой корпуса и другими неподвижными деталями торцевых уплотнений. Манжета должна обеспечивать полную герметичность уплотнения в течение установленного ресурса. По форме поперечного сечения наиболее распространенными являются круглые и прямоугольные кольца:
– прямоугольные кольца используются для уплотнения неподвижных соединений;
– круглые кольца применяют для уплотнения аксиально-подвижной втулки, так как они имеют малую силу трения, но требуют тщательного выбора размера для обеспечения необходимого натяга кольца при посадке в канавку.
К материалу резины и чистоте поверхности уплотнения предъявляются очень высокие требования, так как замена манжеты очень трудоемкая операция, связанная с почти полной разборкой насоса. Современные технологии позволяют нанесение тонкого слоя фторопластана поверхность резины кольца, что резко повышает ее эксплуатационные свойства.
Для предотвращения проворачивания аксиально–подвижной втулки, с обоймой корпуса она соединена штифтом, потому что усилия прижатия
манжеты оказывается недостаточно. Штифты применяются также во вращательных деталях торцевых уплотнений. Трение штифта о ведомую деталь имеет колебательный характер и может привести к его разрушению, поэтому размеры посадок должны очень строго выдерживаться.
Конструктивно торцовое уплотнение, предназначенное для предотвращения выхода нефти через вал в помещение насосной, представляет герметизирующее устройство (рисунок 4.4), в котором основными элементами являются контактные кольца (6, 7). Вертикальная контактная плоскость в этих кольцах является герметизирующей поверхностью. Вал 1 связан с вращающимся кольцом 7 с помощью связи 8, закрепленной на валу шпонкой. Аналогично крышка 3, прикрепленная к корпусу насоса 10, связана с неподвижным кольцом 6 с помощью не вращающейся связи 5 (аксиально–подвижная втулка). Следовательно, кольца 6, 7 образуют пару трения. Пружина 2 постоянно поджимает кольцо б к кольцу 7, обеспечивая прилегание контактной поверхности. Узел, состоящий из аксиально-подвижной втулки 5, пружины 2, контактного кольца 6 и уплотнения 4, называется упругим элементом[7].
1 – вал; 2 – пружина; 3 – крышка; 4, 9 – уплотнительные кольца;
5 – аксиально-подвижная втулка; 6, 7 – контактные кольца;
8 – неподвижная втулка; 10 – корпус насоса
Рисунок 4.4 – Схема торцового уплотнения магистрального центробежного насоса.
оборудование НПС функционирование НПС и иметь состояние.
В систем два соединенных . работают в резервного (АВР) , т.е. механизм (, ) работает как и при его в работе резервный. Для жидкости , который в , на выходе устанавливается .
Переход на сопровождается .« вспомогательной ». При в работе происходит , сопровождается « вспомсистемы»
По системы на два :
- вспомогательные ( I)
- вспомогательные ( II)
К вспомсистеме I , без постоянной , основное работать не . К ним системы:
- , для бесперебойной на подшипники .
- подпорная , для создания воздуха в ;
- для продувки для избыточного в электродвигателе;
- водоохлаждения для электродвигателя.
При систем ( I) аварийное НПС.
К сооружениям ( II) системы, из которых на не приводит к технологического . К ним :
- приточно-вытяжная ;
- откачки ;
- промышленной ;
- пожаротушения;
- ;
- отопительная ( ).
Системы относят к , которые при ситуациях.
При устройств ( II) НПС не происходит [8].
Система пожаротушения на НПС предназначена для отслеживания сигналов с сигнализаторов, в случае возникновения опасной ситуации автоматически срабатывать, забиратьи подавать среду для тушения пожара в систему пожаротушения и вести постоянный контроль за системой пожаротушения.
Система пожаротушения состоит из:
- насосной , с насосами типа ЦНС для подачи воды и раствора пенообразователя в сеть трубопроводов пенотушения;
- резервуаров для хранения воды;
- резервуаров для дозирования и хранения пенообразователя;
- системы пожарных водопроводов и пенопроводов с арматурой и пеногенераторами для подачи раствора в кольцо пенотушения, насосный цех;
- системы автоматики и пожарной сигнализации.
При сигнализировании одного из датчиков и насосного цеха, к месту возгорания подается раствор пенообразователя насосом типа ЦНС автоматически.
Канализация НПС подразделяется на производственно-дождевую и хозяйственно-бытовую.
Производственно-дождевая принадлежит к взрывопожароопасным объектам и предназначена для:
- сбора сточных вод от производственных зданий и технологических помещений;
- атмосферных осадков с территории открытых площадок нефтеперекачивающих станций;
- сбора и отвода на очистные сооружения.
Хозяйственно – бытовая канализация предназначена для сбора сточных вод от столовой, производственных и служебных зданий и т.д.
В основной и , они подают из к подшипникам и , маслофильтров.
располагается в отдельном или в яме, для самотечного в маслобак.
При предусмотрен , который масла к , устанавливаются на 9 м.
Для используют , роторные РЗ подачей от 1,1 до 18 на подшипник. на входе в быть в С.
До и после манометры, давления и по определяется фильтров.
По , развиваемым , при включенном в маслофильтре =0,15 МПа (1,5 2), если превышается на 0,03 МПа (0,3 2), на 0,03 МПа (0,3 кг/см2), или же 0,08 МПа (0,8 2), очистка . Для фильтра резервный , всасывающее-нагнетательная и сливают с для начала в , в емкость с и производят элемента.
тель для масла и вне , представляет теплообменник . ждение за счет теплообменника при окружающей .
бак представляет объемом 0,9 м3. Для давления и подшипники МНА, бак на 13,43 м от , при этом на подшипниках в 0,04–0,06 МПа.
перед МНА лабиринтного , осуществить масла, для вемени НПС при маслонасоса, для масла.
масла на и двигателя раз в год, для проверки и обеспечения состояния . Замер развуковым РТ–868 «».
Температура контролируется , выведена на МНА операторной НПС. подшипника при в 35–55 0С.
При 70 0С на подшипнике, нефтеперекачивающей сигнализирует о , если 75 0С, автоматика « темпе » и отключает МНА.
маслосистемы в очистку и маслопроводов и , затем маслом через .
На масла на насосного фильтрующие с , не более 0,08 мм, масла в , пускают . При вентиля на регулируют в системе. на подшипники регулируют определенного шайб на эксплуатацию и . После системы масла из маслобака. При механических в , его промывают и масло. При масла .
Запуск , когда в рабочее .
При давления 0,7 2 в масляной , масляные насосного .
Для трущихся агрегата ные масла, не и механические . смазки с и смазки не , так как быстрый .
Масляная на металла не в воды, усиливает .
Часто эмульсия, что температуры , износ лей и приводит к поверхностей.
, у температура не на вязкость, . Такие вне зависимости от . Для эксплуатации с температурой , не 0°С.
Состояние и масел вспышки и . вспышки – , при пары в присутствии вспыхивать. – температура, при масло и гореть.
способности и трущихся под действием , и сеханических . ное число в миллиграммах на 1 г и , количество в КОН требуемое для 1 г масла.
свойства в процессе . Масла со , происходит их , увеличивается механических , кислотное , испаряются его и увеличивается . При свойств , его смазочное и его вляние на .
Срок зависит от , в системе, , от трущихся , , температурных и от ресурса . масла в лаборатории.
При к нему , где указывается ка и установленному , при паспорта, с каждого и их анализ в .
Принципиальная маслоснабжения «Крюк» в Б.
В систему сбора утечек входят насос 12НА9х4, системы трубопроводов.
DУ=38×3 мм, DУ =57×3,5 мм, DУ =108×4 мм, запорной арматуры, емкости сбора утечек нефти Н-1. Система предназначена для сбора нефти и утечек через торцевые уплотнения, при опорожнении насосных агрегатов с последующей закачкой нефти во всасывающий нефтепровод [18]. Схема сбора и откачки утечек представлена на листе 6 графической части.
Для откачки используются электронасосные центробежные агрегаты марки 12НА9х4, проточная часть которых изготовлена из чугуна, с торцовым уплотнением вала, позволяет перекачивать нефтепродукты плотностью не более 970 кг/ м3, , объемная концентрация которых не превышает более 0,2 %. Температурой перекачиваемой нефтепродуктов –15 + 80 0С, вязкостью не более 4·10-4 м2/с.
Обозначение типа насоса 12НА9х4: 12 – уменьшенный в 25 раз допустимый внутренний диаметр обсадной колонны в мм и округленный до целого числа; Н – нефтяной; А – артезианский; 9 – коэффициент быстроходности, уменьшенный в 10 раз и округлен до целого числа; 4 – количество ступеней.
Подготовка к работе и пуск:
– открывается манометрический вентиль, , установленный на нагнетательном патрубке насоса;
– нагнетательная задвижка проверяется на полноту открытия;
–визуально проверяется герметичность фланцевых соединений всасывающего и нагнетательного патрубка насоса. При обнаружении подтеков эксплуатировать насосный агрегат запрещается. Проводится проверка торцового уплотнения на отсутствие утечек;
– после пуска агрегата проверяется: уровень шумов, давление на нагнетательной линии, уровень вибрации, утечки через торцовое уплотнение;
При работе системы утечек требуется контроль за:
– показаниями манометров;
– Параметры отклоняются от нормальных, насос останавливается, выводится в ремонт и устраняется причина неполадок. Наблюдение ведется за герметичностью торцовых уплотнений, за наличием посторонних шумов, уровнем вибраций, давления на напорной линии насосов;
–герметичностью трубопроводов[10].
При внезапной из промежуточных НПС повышенного , со скоростью к предыдущей ции и суммируется с ею . При этом в трубопроводе НПС может допустимое .
На нефтепроводах для по давлению распространение сброса в резервуар, что конструкции и системы .При используются повышения , еще называются волн . такого – сброс при станции и не на давления, из–за от на соседних , уставки ра на станции или одного на станции.
На НПС «» аналогичная волн «–1000».
на работу с , имеющей :
– вязкость – -4 м2/с;
– – 700–900 кг/м3;
– – до 7%;
– содержание – до 0,05%;
– в несвободном – до 3,5%;
– – от минус 5 до 60⁰С;
– – до 4 МПа.
В качестве для сброса в ней шланговые «Флекс–Фло» ( 7.1)
1 – ; 2 – входная ; 3 – полость; 4 – ; 5 – эластичная ; 6 – полость.
7.1 – шлангового
патрубок кла представляет с прорезями на . Он соприкасается с , также на боковой . и выходной перегородкой. В к прорезям мембрана, жидкости из в выходной. под мембраной и над , то жидкость не в патрубок. обеспечивается ее , а внешним в полости. При под мембраной во она выгибается и от . В этот в полости сообщается с , и может через в выходной .
устройства с шланговых на рисунке 7.2.
1 – НПС; 2 – шланговый ; 3 – емкость; 4 – бак; 5 – бак–; 6 – вентиль
7.2– устройства давления
подключается к трубопроводу 1 на НПС. патрубок с , по которому в безнапорную 3. Дав на приеме через , чающую бак 4 1–1,5 м3, несколько ба 5 0,1–0,2 м3 и соедини , связывающие их и с надмембранной клапана.
В – устанавливается на из синтетического , жидкость и ; от этой до шланго заполняется . над мембраной – до половины бака , и остальная бака и до магистрального няется . основной линий для предохранения линий от , в нефти при и . На линии, бак с баками–, игольчатый 6, роль . заполняется и так, чтобы при на , превышающем на 0,1–0,2 МПа, антифриза в и баках-аккумуляторах в их части. При нефти в на станции же повышение во системе, полость на. При этом , объем шлангового и бака–, ется и объем. заполняется , которого в в связи с . Объем 4 заполняется за нефтью из . , при снижении на станции под баков-аккумуляторов и антифриз, в большом , а часть обратно в . При повышении на станции над мембраной будет от давления в за запаздывания, . Дроссель 6 жидкости из бака 4 в 5, к задержке давления в над его мембраной. разность , мембрана ся и пропускать в безнапорную на . Если давления , то запаздывание не к разности , для преодоления , и шланговый герметичным.
В давление во уста , так как давление во ке шлангового давлению в его . При этом перекрывает зи, и потоку к герметично . При повышении на станции и антифриз это передаваться мембрану в – воздуху. в будет и в соединительные и полость , повышая при там . Вследствие антифриза в сжатие при давления в происходить во ни. рост в пространстве от роста на ; и чем больше давления на , тем будет на приеме и в ве, т. е. перепад на . А открытие шланговый только на при определенной давления, она от и начнет в сбросной . обеспечивает , что если в нарастает скорости, на клапана для растяжения и перетока. ный , установленный с , обеспечивает жидкости из при снижении на . Подпитка вы периодически .
«Аркрон– 6 клапанов 300 мм с воздушным . Воздушные с общим с жидкостью, в поддерживается в трубопроводе. нов и их диаметр жидкости, пропустить в . В систему , того, и вентилей для и кон герметичности, а для жидкости с . регулятора давления сопротивления . должна при давления в на , не более 0,3 МПа, со выше 0,3 . повышение в от настройки происходить со от 10 до 30 кПа/с. СВД иметь не исполнительных . исполнительных обеспечить параметров при из одного из них. устанавливается на линии НПС –грязеуловителей. На и ССВД две задвижки с , ССВД от НПС. Диаметр выбирается , чтобы его была не площади линии. До и органов предусматриваться с ручным . должны в открытом .
резервуара– для нефти от от диаметра ( НПС – не менее 500 м3).
данные для :
–Проектная нефтепровода Q = м3/ч;
– перекачиваемой ρ = 857 3;
–Кинематическая ν = мм2/с;
–Длина « –Родион» L = 146 км;
– д трубы D мм;
– стенки σ=14 мм;
– стенки Кэ-3 м;
–Геометрическая НПС «» z1 = 101 м;
–Геометрическая НПС «» z2 = 163 м;
–Давление на в НПС «» Рв = 0,45 МПа;
–Давление на в НПС «» Рк = 0,46 МПа.
Построение :
1. Определяем движения по :
где dвн – внутренний , dвн=0,992м
2. Рейнольдса
3. числа
э – эквивалентная , Кэ = -3 м.
4. Потери на при расчетной найти по
где 1,02 – учитывающий в сопротивлениях (2 % от на ).
hτ – потери на .
Потери на по формуле –
где υ – средняя ;
L – длина ;
dвн – диаметр ;
g – свободного ;
λ – гидравлического .
5. гидравлического от относительной и Рейнольдса и определен по в таблице 8.1.
8.1 – коэффициента
Так как ReгрI<Rе<RегрII, следовательно, жидкости ( смешанного ). Для зоны по формуле .
6. потери по , используя
7. Найдём насоса для перекачки, в , используя .
где z1, z2 – нивелирные в и в конце ;
р1, р2 – в начале и в ;
υ – средняя в и в конце ;
Ʃh1-2 – напора на начальным и ;
ρ – плотность ;
g – ускорение .
Определяем по формуле
При Qпотр м3/ч, Н=539,6м.
потребный в MicrosoftExcel для Q.
На основе строим , которая на 8.1.
Рисунок 8.1 –
На рассматриваемой НПС по магистральных НМ 7000–210 со на подачу м3/ч, с электродвигателями – – мощностью кВт и вращения (рисунок 9.1).
– НМ –210
Рисунок 9.1 – насосов
9.1– снятые с насоса НМ
со ротором на 0,7 Qном.
Для с воды на методикой –.
Подсчитываем Re, заданной
(9.1)
где j – число , j=1;
i – или двухстороннего , i=2.
число
Т.к. Reν>Reпер автомодельный и характеристик по и не требуется, : Нν=НвиQν= Qв.
Но с вязкости дисковые , что к изменению КПД и .
Пересчитаем К.П.Д. с на нефть по
где ηв– КПД на воде;
ην– на жидкость;
A – с дисковыми , коэффициентом ns и с учетом нефти, ns = 171 =>A = 150;
α– с гидравлическими , от числа Re1 α = 0,02;
Reв, Reν – , определяемые по и жидкости.
Reв при воды
Результаты расчета представлены в таблице 1.12.
Пересчитаем мощности насоса с воды на нефть.
Подсчитываем мощность насоса, соответствующую заданной вязкости нефти по формуле
Результаты расчета представлены в таблице 9.2.
Таблица 9.2 – Результаты пересчета характеристики насоса с воды на нефть
Построение совмещенной характеристики насосов и трубопровода:
По данным таблицы 9.1 строим характеристику центробежного насоса пересчитанную на перекачиваемую нефть. По правилу последовательного соединения построим характеристики групп насосов работающих в количестве: n=2, n=3, n=4.
На характеристику группы насосов наносим характеристику трубопровода. Из совмещенной характеристики насосов (n=3) и трубопровода видно, что рабочий режим определяется подачей QA=5487 м3/ч и напором НА = 588,9 м (рисунок 9.1). Требуемая производительность составляет QВ=5190 м3/ч, напор HВ=539,6 м. Для обеспечения заданной производительности следует выполнить регулирование режима работы. Регулирование режима работы насосов и трубопровода можно осуществить следующими способами:
– отключения одного или двух насосов;
– заменой ротора;
–дросселированием;
– изменением числа оборотов вала насоса
1. Регулирование методом дросселирования.
Регулирование методом дросселирования осуществляется с помощью переключения регулирующей заслонки на линии нагнетания. При дросселировании режим работы переместиться в точку С (Q=5190м3/ч; Н=615,9 м)
Потери напора при дросселировании
Снижение КПД насоса при дросселировании составит
ηн=87% –КПД насоса при подаче QВ=5190 м3/ч.
Метод дросселирования нельзя считать экономически выгодным методом регулирования режимов работы насоса. Данный метод можно применить лишь тогда, когда потери не превышают 3% затрат энергии на перекачку. В нашем случае потери энергии составляют 12,4% и следовательно метод дросселирования применять не рекомендуется.
2. Регулирование методом изменения числа оборотов вала.
Данный метод основан на частных формулах теории подобия. На основании теории подобия можно выполнить пересчет характеристик насоса с одного числа оборотов на другое.
Для определения новых оборотов, обеспечивающих проектную подачу QB необходимо построить параболу подобия в соответствии с уравнением
где С– коэффициент параболы подобия.
Регулирование производим изменением числа оборотов всех насосов. Напор, создаваемый одним насосом, при этом будет равен H = 205,3 м. Потребный напор одного насоса равен Нпотр. 1Н = 179,87 м
Определим коэффициент С по формуле
Результаты вычислений приведены в таблице 9.2
Таблица 10.1– Данные для построения параболы подобия
Парабола подобия пересекает напорную характеристику насоса в точке М с подачей QМ=5441 м3/ч и напором НМ = 197,7 м. Тогда необходимое число оборотов находим по формуле
где nА – число оборотов вала насоса при производительности QA.
По данным таблицы 10.1 строим параболу подобия (рисунок 10.1).
Рисунок 10.1 –Совмещенная характеристика участка «Крюк – Родион» нефтепровода «Суходольная –Родион»
То есть для регулирования режима работы НПС на проектную производительность Qв=5190 м3/ч необходимо снизить число оборотов всех насосов до nв=47,7 с-1 (2862об/мин).
В работе рассмотрены вопросы эксплуатации оборудования нефтеперекачивающей станции «Крюк»,работа основных и вспомогательных объектов и оборудования. Проведены проверочный гидравлический расчет характеристики трубопровода и построение совмещенной характеристики групп насосов и трубопровода, а также регулирование режимов их работы.
Метод регулирования изменением числа оборотов вала наиболее прогрессивный и экономичный. Данный метод регулирования на НПС облегчает синхронизацию работы станции, позволяет полностью исключить обточку рабочих колес, применение сменных роторов, а также избежать гидравлических ударов в нефтепроводе.
