МУ практики итог (Давыдов А.Н
.).pdfМинистерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение Высшего профессионального образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет»
Институт транспорта Кафедра «Транспорт углеводородных ресурсов»
Определение параметров оборудования насосных и компрессорных станций
методические указания к практическим занятиям
студентов очной, заочной, заочно-сокращенной форм обучения специальности 130501 «Нефтегазовое дело»
(квалификация «инженер»)
по дисциплине «Техническое обслуживание и ремонт насосных и компрессорных
станций»
Тюмень
ТюмГНГУ
2012 г.
Утверждено редакционно – издательским советом Тюменского государственного нефтегазового университета
Составители: Пономарёва Татьяна Георгиевна,
к.т.н., доцент
Редутинский Максим Николаевич, ассистент
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение Высшего профессионального образования
©Тюменский государственный нефтегазовый университет Тюмень, 2012 г.
2
Оглавление |
|
Введение............................................................................................................... |
4 |
Задача №1. Определение допускаемого кавитационного запаса |
|
магистрального насоса........................................................................................ |
5 |
Задача №2. Определение необходимого давления на входе в подпорный |
|
насос...................................................................................................................... |
7 |
Задача №3. Расчет высоты расположения аккумулирующего бака и объема |
|
маслобака ........................................................................................................... |
11 |
Задача №4. Расчет торцевого уплотнения ...................................................... |
14 |
Задача №5. Противопомпажная защита центробежных нагнетателей........ |
15 |
Задача №6. Механический расчет пылеуловителей ...................................... |
17 |
Задача №7. Расчет циклонного пылеуловителя ............................................. |
18 |
3
Введение
Данные методические указания выпущены в помощь студентам, с целью закрепления полученных теоретических знаний на лекционных занятиях по дисциплине «Техническое обслуживание и ремонт НС и КС», а так же приобретения навыков самостоятельной работы.
Для изучения данного курса необходимы знания, полученные при изучении дисциплин «физика», «химия», «гидравлика», «сооружение магистральных трубопроводов».
Задачей курса является овладение студентами основными принципами действия, характеристик, методик расчета, правил проведения технического обслуживания и ремонта оборудования эксплуатируемого на насосных и компрессорных станциях.
Данные методические указания созданы в помощь студентам на практических занятиях и при решении контрольных работ студентами заочной и заочно-сокращенной форм обучения.
4
Задача №1. Определение допускаемого кавитационного запаса магистрального насоса
В процессе перекачки нефти одним из факторов, оказывающих существенное влияние на работоспособность насосного оборудования является кавитация. Кавитация – это нарушение сплошности текущей жидкости при понижении давления ниже давления насыщенных паров.
Давление насыщенных паров – давление, соответствующее началу кипения жидкости при данной температуре.
При кавитации пузырьки образуются из газа, растворенного в жидкости. Если давление в любой точке жидкости становится равным давлению насыщенного пара этой жидкости, то жидкость в этом месте испаряется и образуется паровой пузырек.
Явление кавитации возникает при понижении местного давления в жидкости. При этом появляются растягивающие напряжения, приводящие к разрыву жидкости. После попадания в зону высоких давлений каверны (паровые пузырьки) "захлопываются", возникает гидравлический удар. Это сопровождается местным повышением давления. Замыкание каверн вблизи поверхности обтекаемой детали может вести к разрушению поверхности.
Последствия гидродинамической кавитации приводят к сильному износу рабочих частей и заметно сокращают их срок службы (рис. 1).
Рис. 1 Разрушение рабочего колеса насоса в результате кавитации
Для предотвращения возникновения кавитации необходимо обеспечение кавитационного запаса при эксплуатации насоса.
Кавитационный запас – избыток полного давления жидкости на входе в насос над давлением ее насыщенных паров при данной температуре.
Для насосов с основными и сменными роторами, для которых имеется паспортная кавитационная характеристика на воде, необходимо выполнять расчет допускаемого кавитационного запаса на нефти.
5
Допускаемый кавитационный запас – кавитационный запас,
соответствующий критическому кавитационному запасу, умноженному на коэффициент запаса согласно ГОСТ 6134.
Критический кавитационный запас – кавитационный запас,
соответствующий 3 %-ному падению напора на частной кавитационной характеристике насоса.
Определение допускаемого кавитационного запаса магистрального насоса выполняется согласно методике представленной в РД-23.080.00- КТН-064-10 в следующей последовательности:
Определяется истинное значение давления насыщенных паров
нефти, (Па): |
|
PS 1,7PSR exp 0,025 t1 t |
(1) |
Где PSR – давление насыщенных паров нефти (при температуре нефти t1=37,8 С), Па; t – текущая температура нефти, 0С.
Определяем критерий тепловой кавитации, (1/м), согласно формуле:
|
29,51 |
1,905 |
B |
|
|
|
||
|
P / g |
|
|
S |
|
Где ρ - плотность нефти, кг/м3, Относительная скорость нефти в
рабочего колеса, (м/с):
Wk Dср n 60
(2)
зоне кавитации на лопастях
(3)
Где Dср – средний арифметический диаметр рабочего колеса на входе, м; n – частота вращения вала насоса, об/мин.
Безразмерный коэффициент температурного запаздывания:
KT |
64 |
(4) |
|
|
|
||
W |
3 |
||
|
k |
|
|
|
|
|
|
Безразмерный комплекс Ф:
|
|
|
|
B W 2 |
|
|
|
||
|
|
Ф |
|
k |
|
|
(5) |
||
|
|
g |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|||
Относительное (безразмерное) критическое давление в зоне |
|||||||||
кавитации на лопастях рабочего колеса: |
|
||||||||
|
|
|
|
KT Ф |
|
||||
Pk |
|
(6) |
|||||||
|
KT |
|
|
||||||
1 |
Ф |
|
|||||||
Критическое давление в зоне кавитации, (Па): |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
Pk Ps Pk |
|
|
(7) |
||||
Критическое давление на входе в насос при перекачивании нефти:
PвхН.кр g hкр.в Рk |
(8) |
Где Δhкр.в – критический кавитационный запас насоса при работе на воде, м Скорость нефти в подводящем трубопроводе в месте измерения
давления на входе, (м/с):
6
Свх 3,54 104 |
Q |
(9) |
|
|
|
||
d |
2 |
||
|
1 |
|
|
|
|
|
|
Где d1 – внутренний диаметр подводящего трубопровода, м; Q – подача насоса, м3/ч
Критический кавитационный запас насоса на нефти, (м):
|
|
PвхН.кр PS |
|
C2 |
|
|
|||
hкр .Н |
|
|
|
вх |
|
|
(10) |
||
|
g |
2g |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
||||
Где Ψ - коэффициент определяемый по табл. 1. |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1 |
|
Значение коэффициента ψ для каждого типа насоса и ротора |
|
||||||||
|
|
|
|
|
Тип ротора |
|
|||
Тип насоса |
|
Основной ротор |
|
Сменный ротор |
|
||||
|
|
|
Q = Qном |
|
|
|
Q = 1,25 Qном |
|
|
НМ 2500-230 |
|
|
0,75 |
|
|
|
|
0,7 |
|
НМ 3600-230 |
|
|
0,8 |
|
|
|
|
0,8 |
|
НМ 7000-210 |
|
|
1,0 |
|
|
|
|
1,0 |
|
НМ 10000-210 |
|
|
0,85 |
|
|
|
|
1,04 |
|
Примечание - Для сменных роторов Q = 0,5Qном и Q = 0,7Qном ψ = 1.
Допускаемый кавитационный запас насоса на нефти:
hдоп.Н |
|
hкр .Н |
(11) |
R |
Где R’ =1,25 – коэффициент запаса.
Задача №2. Определение необходимого давления на входе в подпорный насос
Рассчитать давление на входе в первый по ходу подпорный насос для схемы перекачивающей станции, приведенной на рисунке 2. Перекачивается нефть имеющая плотность ρ кг/м3 и кинематическую вязкость ν м2/с. Принять, что наиболее удалённый резервуар находится на расстоянии L, м от подпорного насоса. Нефть имеет температуру начала кипения Тнк и перекачивается при температуре t. Zр=5 м; Zпн=-1,5 м; kэ=0,2
мм
Средняя скорость нефти в трубопроводе определяется по формуле,
(м/с):
υ = |
4 × Q |
(12) |
|
||
π × d 2 |
||
|
вн |
|
Где Q–подача насоса, (м3/час); dвн–внутренний диаметр трубопровода, (м) Внутренний диаметр трубопровода определяется по формуле, (м):
dвн = D - 2× δ |
(13) |
Скорость нефти во входном патрубке насоса определяется по формуле, (м):
7
υвх = υ × (dвн / dвх )2
Где dвх – диаметр входного патрубка насоса, (м)
Определим число Рейнольдса для (12) и (14) по формулам:
Re = υ × dвн v
Re = υвх × dвх v
Дальнейшие расчеты проводятся для большего значения Re.
(14)
(15)
(16)
Рис. 2 Технологическая схема головной насосной станции 1,2-площадка фильтров и счетчиков; 3-основная насосная;
4-площадка регуляторов; 5-площадка запуска ВИП; 6-резервуарный парк
Определим коэффициент гидравлического сопротивления в трубопроводе по формуле:
λ = 0,11× (ε + (68 / Re))0.25 |
(17) |
Где ε =3,9*10-4 - относительная шероховатость труб Определим гидравлический уклон трубопровода:
8
i = |
|
λ × υ2 |
|
(18) |
|
d |
вн(вх)×2 × g |
||||
|
|
||||
Определим потери напора в трубопроводе, (м): |
|
||||
|
hТ |
= i × L |
(19) |
||
Согласно технологической схеме на пути нефти от резервуара до насоса имеют место следующие местные сопротивления:
Выход из резервуара;
Однолинзовый компенсатор;
Две задвижки;
Тройник с поворотом;
Два отвода 900;
Фильтр;
Вход в насос
По формулам (20) – (22) вычислим коэффициенты этих сопротивлений:
Для однолинзового компенсатора:
|
ξкомп = 0,153 + 5964 / Re |
(20) |
||||
|
Для отвода 900: |
|
|
|
|
|
|
ξ90 = 0,35 + 3,58×10-3 exp[3,56×10-5 × (150000 - Re)] |
(21) |
||||
|
Для входа в вертикальный насос: |
|
||||
|
При Reвх≤32000 |
|
|
|
|
|
|
ξв.н. = {2,15×108 × Reвх-1,68 |
(22) |
||||
|
При Reвх>32000 ξв.н. = 5 |
|
|
|
|
|
|
Остальные величины принимаем согласно рекомендациям: |
|
||||
Для выхода жидкости из резервуара - ξвых =0,92; |
|
|||||
Для полностью открытой задвижки - ξзадв =0,15; |
|
|||||
|
Для фильтра - ξф =2,2; |
|
|
|
|
|
|
Для тройника с поворотом - ξтр =3,0; |
|
||||
|
Таким образом, сумма величин коэффициентов местного |
|||||
сопротивления: |
|
|
|
|
|
|
|
Σξ = ξвых + ξкомп + 2× ξзадв + ξтр + 2× ξ90 + ξф + ξв.н. |
(23) |
||||
|
Суммарные потери напора на местных сопротивлениях |
|||||
определяются по формуле: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
Σh |
|
= Σξ × |
υ(вх) |
|
(24) |
|
мс |
2g |
||||
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
||
Напор на входе в насос определяется по формуле:
Р |
|
Р |
|
υ2 |
|
|
|
вх |
= |
а |
+ z p - zпн + Нвзл - |
вх |
- hТ - Σhмс |
(25) |
|
ρg |
ρg |
2g |
|||||
|
|
|
|
9
Где Нвзл – принимается равной взливу «местного» остатка 0,3 м;
Ра=101325 Па Давление насыщенных паров нефти при температуре перекачки
определяется по формуле, (Па): |
|
РS = Pa × exp[10,53× (1- Тнк / Т )] |
(26) |
Где Тнк – температура начала кипения нефти, (К); Т – температура перекачки нефти, (К)
Напор соответствующий давлению насыщенных паров определяется по формуле, (м):
hS = |
Ps |
(26) |
|
ρ × g |
|||
|
|
Число Рейнольдса для насоса определяется по формуле:
Reн |
= n × |
Dк |
2 |
(27) |
ν |
|
|||
|
|
|
|
Где n – число оборотов вала, (об/час); Dк – диаметр рабочего колеса насоса, (м).
Если 565<Reн≤9330, то коэффициент сопротивления вычисляется по формуле:
ξвх = 16 -13,1×(lg ReН - 2,75)0,354 |
(28) |
При Reн>9330 ξвх = 1
Поправки к кавитационному запасу на температуру и вязкость определяются по формулам, (м):
h = 0,471× h0,45 |
(29) |
|||
t |
|
s |
|
|
|
|
υ2 |
|
|
hν |
=ξ вх× |
вх |
|
(30) |
2× g |
||||
Допустимый кавитационный запас насоса при перекачке нефти определяется по формуле, (м):
hдоп.н. = hдоп.в. - kh × ( ht - hν )
Где kh – коэффициент запаса (1,1 – 1,15);
кавитационный запас насоса по воде, м.
Для стабильной работы насосного агрегата в режиме, необходимо выполнение условия:
(31)
hдоп.в. – допустимый
бескавитационном
Р |
|
Р |
|
υ2 |
|
|
вх |
> |
s |
+ h доп.н - |
вх |
(32) |
|
ρg |
ρg |
2g |
||||
|
|
|
10