Подбор основного оборудования НС

 

К основному оборудованию НС относятся основные технологические насосы станции и приводящие их двигатели. Подбор оборудования производятся по следующим исходным данным: расчетная температура перекачки, расчетные вязкость и плотность перекачиваемой жидкости, давление насыщенных паров жидкости, требуемые подача и напор НС.

Расчетная температура находится в зависимости от условий перекачки. Если НС предназначена для перекачки одного вида жидкости, например, нефти определенного, и неизменного в процессе эксплуатации НС состава, за расчетную температуру принимается минимальная температура жидкости в трубопроводе. Для трубопроводов небольшой протяженности и малых диаметров (до 500 мм), какими являются нефтебазовские, внутризаводские, внутрипромысловые и прочие трубопроводы, это минимальная температура окружающей трубопровод среды, для трубопроводов протяженных и больших диаметров - также минимальная температура окружающей трубопровод среды, но с поправкой на начальную температуру жидкости, тепловыделение в трубопроводе, обусловленное трением потока, и теплопередачу тепла в окружающую среду.

При выполнении ориентировочных расчетов и учебных заданий за расчетную температуру во всех случаях можно принимать температуру окружающей трубопровод среды. Для заглубленных трубопроводов это минимальная температура грунта на глубине заложения трубопровода*, определяемая по [1].

Если НС перекачивает несколько видов жидкости, например, несколько сортов нефтепродуктов, в расчет принимается, как минимум, две температуры - минимальная температура жидкости, определяемая аналогично рассмотренному, и максимальная температура жидкости в трубопроводе.

Расчетные вязкость и плотность жидкости находятся по известным формулам [3, 4, 5] на основе расчетных температур и справочных данных по физическим свойствам нефтей [3, 5] и нефтепродуктов [3, 5].

При этом, если НС перекачивает по одному трубопроводу несколько видов нефти или нефтепродуктов, вязкость и плотность рассчитываются для каждой жидкости при максимальной и минимальной расчетной температуре.

Иногда НС предназначаются для транспорта нескольких видов жидкости по различным трубопроводам (например, НС нефтебаз). В этом случае ранее рассмотренные расчеты выполняются для всех жидкостей каждого трубопровода.

Давление насыщенных паров нефтепродуктов находится по справочным данным [3, 5] для максимальной температуры нефтепродуктов на входе в насосы. Для НС магистральных нефтепроводов давление насыщенных паров нефти принимается равным 500 мм.рт.ст.[3, 5].

Требуемая подача НС обычно указывается в задании на проектирование станции. Для НС магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов подача дается в тоннах за год. На ее основе находятся расчетная часовая Q, (м³/ч) и максимальная часовая Q_max (м³/ч) подачи станции

,

где G - производительность станции, т/год; 24 - число часов в сутках; r - расчетная плотность жидкости, т/м³; t - количество рабочих дней станции в году (приложение I); К_П - коэффициент, учитывающий резерв пропускной способности нефтепровода (подачи НС) на случай перераспределения потоков в системе нефтепроводов в процессе ее эксплуатации (приложение 2).

Для других НС, в частности станций нефтебаз, подача находится на основе заданных объемов перекачки различных видов жидкости, нормативного времени слива (налива) этих жидкостей (из железнодорожных маршрутов, танкеров и т.д.) и перечня технологических операций, совмещаемых во времени и осуществляемых насосами НС.

Если технологическая схема и диаметры трубопроводов, подходящих к НС нефтебаз, известны, то требуемые подачи НС по различным видам жидкостей находятся по пропускной способности трубопроводов для каждой жидкости*. Так при работе НС на один или несколько последовательно соединенных трубопроводов требуемая подача станции принимается равной пропускной способности такого трубопровода. При работе станции на несколько параллельно соединенных и одновременно работающих трубопроводов требуемая подача НС принимается равной сумме пропускных способностей этих трубопроводов. Если параллельно соединенные трубопроводы работают не одновременно, требуемая подача НС находится с учетом возможного совпадения во времени подачи жидкости по нескольким трубопроводам. На таких станциях предусматривается несколько параллельно соединенных насосов и изменение количества работающих машин в зависимости от требуемой подачи НС.

Требуемый напор станция находится по подаче. Для трубопроводов с несколькими станциями, расположенными по трассе трубопровода, требуемый напор НС находится в ходе технико-экономических расчетов по определению оптимальных параметров всей транспортной магистрали.

Ориентировочно потребный напор в этом случае может быть рассчитан по формуле

, (1)

где r - расчетная плотность жидкости, кг/м³; g - ускорение свободного падения, м/с²; h_н - потери напора в коммуникациях НС со стороны нагнетания, примерно равные 5 м; h - подпор насосов станции, ориентировочно равный 50 м; P - рабочее давление магистрального трубопровода, принимаемое в зависимости от годовой производительности станции по приложению 5, Н/м².

Для коротких трубопроводов, которыми являются магистральные нефтепроводы с одной станцией, трубопроводы нефтебаз и т.д., требуемый напор НС рассчитывается по формулам:

- для НС нефтебаз и внутризаводских станций

; (2)

- для основных НС коротких магистральных трубопроводов.

; (3)

где Н_в и Н_н – потери напора на трение и местные сопротивления во всасывающем и нагнетательном трубопроводах при расчетных подачах (для магистралей – для Q и Q_max) и температурах, м; Dz – разность геодезических отметок конца нагнетательного и начала всасывающего трубопроводов, м; h_к и h₀ – максимальный напор в конце нагнетательного трубопровода и минимальный напор в начале всасывающего трубопровода, м; DZ_н – разность геодезических отметок конца и начала нагнетательного трубопровода (магистрали), м.

Обычно h₀ соответствует минимальному уровню взлива жидкости в резервуаре откачки*, а h_к – максимальному взливу в резервуаре подачи, если НС подает жидкость в резервуарный парк**.В других случаях h_к – потери напора в технологических объектах, следующих после нагнетательного трубопровода станции, примером которых являются наливные стояки, эстакады и т.д.

Если НС перекачивает несколько видов жидкости H_нс рассчитывается для каждой жидкости при минимальной и максимальной расчетной температуре.

Для расчета H_нс по формулам (2) и (3) необходимо знать протяженность и диаметры соответствующих трубопроводов, либо потери в них.

Выбор типа и марки насосов проводится по характеристикам перекачиваемой жидкости (вязкости, температуре, давлению насыщенных паров), требуемым подаче и напору станции.

На магистральных трубопроводах транспорт нефти и ее продуктов с температурой не выше 80°С и вязкостью ниже 3×10^-4 м²/с осуществляется центробежными насосами, перекачка высоковязких и парафинистых нефтей - поршневыми или совместно поршневыми и центробежными насосами.

На других НС также в основном применяются эти типы насосов. Ориентировочная область их применения приведена в приложении 6.

После выбора типа насосов определяется наиболее прогрессивная и реально располагаемая (производимая промышленностью) серия насосов данного типа, схема соединения насосов на станции, затем марка насоса.

Среди центробежных магистральных насосов в настоящее время новейшими являются насосы серии НМ, для создания им необходимого подпора предусмотрены насосы серии НПВ.

На НС нефтебаз, внутризаводских и наливных станциях применяется широкий круг центробежных и поршневых насосов. На этих станциях находят применение и насосы НПВ.

Схема соединения насосов на станции зависит от назначения НС.

Однако, если параллельно с трубопроводом, обслуживаемым проектируемой НС, проходят другие аналогичные магистрали, на станции обязательно предусматривается возможность параллельно-последовательной схемы соединения центробежных насосов (на случай аварии) при постоянной последовательной схеме работы.

Регламентируемая [4] последовательная схема соединения насосов диктует подбор основных насосов по подаче. Подача насосов должна равняться требуемой подаче станции. Принимаются насосы, для которых Q и Q_max попадают в рабочую зону характеристик насосов (приложение 21). Если этому условию удовлетворяет несколько насосов, выбирается тот, который обеспечивает требуемые Q и Q_max при большем к.п.д. и сменном роторе на меньшую подачу.

Если в будущем не планируется увеличение производительности трубопровода и НС, из всех конкурирующих насосов выбирается насос на меньшую подачу (как наиболее дешевый), удовлетворяющий ранее отмеченным критериям подбора.

Схема соединения подпорных насосов на магистральных трубопроводах также последовательная или параллельная. Подпорный насос подбирается по подаче и напору. Его подача должна равняться подаче выбранного основного насоса*, напор примерно на 30 м больше допустимого кавитационного запаса основного насоса Dh_доп..

На НС нефтебаз и других объектов, где жидкость транспортируется на сравнительно небольшие расстояния, подбор насосов проводится таким образом, чтобы требуемые подача и напор станции обеспечивались одним насосом.

Исходя из этого и подраздела 2.2 настоящих указаний, на подобных НС практикуется либо установка одного насоса для каждой группы жидкости (приложение 4), либо параллельное соединение нескольких насосов.

Подбор насосов проводится по их характеристикам [2, 5] таким образом, чтобы требуемые подачи для всех видов жидкостей, перекачиваемых данным насосом, попали в рабочую зону характеристики насоса, а требуемые напоры были равны или меньше (не более, чем на 20%)напора насоса при соответствующих требуемых подачах. При подборе насосов по нормальному ряду принимаются насосы, для которых все расчетные подачи и напоры попадают в рабочую область насоса.

В случае параллельной установки нескольких насосов подбирается насос с подачей, составляющей кратную часть требуемой подачи НС.

Если отмеченным критериям подбора удовлетворяет несколько насосов, окончательно принимается насос с большим к.п.д.

Насосы для перекачки жидкостей с повышенной упругостью паров (бензинов, нефти) помимо прочего должны иметь повышенную всасывающую способность.

Пересчет Q-H и h-Q характеристик насосов с воды на перекачиваемую жидкость проводится по методике, изложенной в [2], характеристики Q-N -по перечисленным характеристикам Q-H и h-Q с помощью формулы N=r×g×Q×H/3600×h. Характеристика Dh_доп-Q пересчитывается по формуле (4) [8, 11]

(4)

где Dh_доп.н и Dh_доп – допустимый кавитационный запас для нефтепродукта и воды, м; DH_t^кр и Dh_n - термодинамическая и вязкостная поправки, м;

;

где p_s – давление насыщенных паров жидкости при максимальной температуре перекачки, МПа; r - плотность жидкости при этой же температуре, т/м³; u_вх и Re - скорость потока и Re во входном патрубке насоса.

Пересчет выполняется для трех-четырех подач из рабочей зоны характеристик насосов. При проектировании ГНПС пересчитываются характеристики основных и подпорных насосов.

Всасывающая способность насосов определяется для Q _max по формуле

, (5)

где H_s – допустимая высота всасывания насоса, м; P_a – атмосферное (барометрическое) давление, H/м²; r - плотность жидкости при максимальной температуре перекачки, кг/м³.

При H_s отрицательном, насосу требуется подпор величиной |H_s|, при положительном - насос имеет самовсасывающую способность величиной Н_s. Для ГНПС Н_s определяется для основных и подпорных насосов.

Проверка правильности выбора насосов по допустимой высоте всасывания. Для ГНПС проверка проводится только для подпорных насосов по следующим условиям:

- по развиваемому напору

; (6)

- по всасывающей способности

; (7)

где Н_п – напор подпорного насоса, м; H_sп – допустимая высота всасывания подгорного насоса, м; h_вп и h_нп – потери напора на трение и местные сопротивления во всасывающем и нагнетательном трубопроводах подпорной НС, м; DZ_п – разность геодезических отметок конца нагнетательного трубопровода подпорной НС (входной патрубок первого основного насоса) и начала всасывающего (патрубок самого удаленного резервуара), м; H_s – допустимая высота всасывания основного насоса, м; DZ_в – разность геодезических отметок всасывающего патрубка подпорного насоса и патрубка самого удаленного от подпорной НС резервуара, м; h₀ – принимается по п. 2.1.ХУЙ

При отсутствии данных по протяженности и диаметрам трубопроводов h_вп и h_нп принимаются ориентировочно равными по 5 м. Окончательная проверка (6) и (7) выполняется после разработки технологической схемы и генплана ГНПС по вычисленным h_вп и h_нп.

При невыполнении неравенств (6) и(7) увеличивают диаметр трубопроводов, изменяют DZ_п и DZ_в, либо пересматривают план технологических коммуникаций с уменьшением длин трубопроводов и количества местных сопротивлений. Наиболее радикальным способом получения неравенства (7) является заглубление подпорной НС. Необходимое заглубление насоса относительно резервуара находится по формуле

где h_з= - DZ_в

При положительном h_з требуется заглубление не менее чем на h_з, при отрицательном – заглубления не требуется. Заглубление более 4,0 м неэкономично.

Для нефтебазовских станций и аналогичных НС избранные насосы проверяются по условию (7), где h_вп=H_{в .}

Количество рабочих насосов на НС определяется специально только для основных станций магистральных трубопроводов по формуле n₀=H_нс /Н_н, где Н_н – напор, развиваемый основным насосом для перекачиваемой жидкости при подаче Q_{max .}

При дробных значениях n₀ количество рабочих насосов округляется в большую сторону, если при этом значение п₀ не увеличится более, чем на 20%.

Для прочих НС количество рабочих насосов, как следует из ранее сказанного, находится при подборе насосов.

Проверка расчетного числа рабочих насосов на выполнение условий сохранения прочности корпуса насоса (8) и трубопровода (9):

- для основных насосов ГНПС и НПС

; (8)

;(9)

где п - округленное до целого значение п₀; Р_н – допустимое рабочее давление корпуса насоса; для магистральных насосов НМс подачей до 360 м³/ч, Р_н = 98,1×10⁵ Н/м², с большей подачей - 73,5×10⁵ Н/м²; h – подпор основных насосов равный

;

- для насосов прочих НС, работающих без подпорных насосов - по (8) и (9) при h=h₀-H_в-DZ₀, где DZ₀ – разность геодезических отметок конца и начала всасывающего трубопровода НС, м.

На основных НС ГНПС и НПС количество резервных НСА принимается в размере: один – при числе рабочих до трех, два - при числе рабочих от четырех до шести [2]. На подпорных НС ГНПС предусматривается один резервный насос при числе рабочих до четырех.

Резервные насосы основных НС соединяются между собой и рабочими, как правило, последовательно, на подпорных – также последовательно или параллельно в соответствии со схемой соединения рабочих насосов.

Количество резервных насосов для НС нефтебаз определяется согласно [2, 3, 5].

Подбор двигателей для привода насосов проводится по мощности и частоте вращения вала насоса n_н и двигателя n_д на основе технических характеристик двигателей [3, 5]

;

где N – требуемая мощность двигателя, Вт; k_з – коэффициент запаса, равный 1,15 для электродвигателей мощностью менее 500 кВт и 1,10 – для электродвигателей с большей мощностью; r- плотность жидкости, кг/м³; h_д – к.п.д. двигателя; Н и h - напор (в метрах) и к.п.д. насоса, соответствующие наибольшей подаче насоса Q (м³/с) в процессе его эксплуатации.

Для подобранного двигателя n_д должно равняться п_н. Если это невозможно, характеристики насоса пересчитываются на новое значение п_н = n_д с помощью формул подобия или универсальных характеристик. Существенного расхождения между номинальным значением п_н и n_д быть не должно.

При подборе двигателя предпочтение следует отдавать двигателям в продуваемом исполнении.

 

Расчет режима работы НС

 

Расчет состоит в выборе технически возможных и экономически целесообразных методов регулирования работы насосов, обеспечивающих транспорт заданных объемов жидкости с наименьшими затратами.

При выполнении данного раздела работы следует предварительно вспомнить все теоретически возможные методы регулирования режимов работы насосов того типа, какой используется на НС [2, 3, 5], затем - изучить технологическую схему станции - ГНПС, НПС [2, 3, 5] или НС нефтебазы и промыслов [2, 4], - технические и конструктивные особенности конкретно применяемых на станции насосов и двигателей [2, 3, 4, 5] и сделать вывод о возможных для данной станции методах регулирования.

На следующем этапе выяснить на какой период (длительный или непродолжительный) необходимо обеспечить требуемую подачу и из возможных методов регулирования выбрать наиболее эффективный с обоснованием его эффективности по сравнению с другими.

Если требуемую подачу можно обеспечить несколькими методами регулирования, выбирается менее энергоёмкий. Энергоемкость методов регулирования определяется по формуле

;

где N_п – мощность, затрачиваемая НС на перекачку требуемого количества жидкости с регулированием работы НС, Вт; Q_T и H_T – координаты рабочей точки НС при работе ее с регулированием, соответственно в м³/с и м; h_T - к. п. д. насоса при подаче Q_t

Ориентировочная эффективность (в рублях) от применения выбранного метода регулирования по сравнению с другими методами может быть рассчитана по формуле

где N_п0, и N_п, - мощности, затрачиваемые НС при работе с выбранным и прочим (сравниваемым) методами регулирования, Вт; t_р - время работы НС с подачей Q_T, ч; П₂ – плата за I кВт×ч фактически затраченной электроэнергии, принимаемая по приложению7, коп/(кВт×ч).

В данном разделе работы должны быть помещены (на одном координатном поле) комплексные характеристики одного насоса и Q-H характеристика всей НС с нанесенными на последнюю рабочими точками системы НС - трубопровод при работе станции без регулирования и с принятым методом регулирования. Кроме того, должны приводиться расчеты по окончательно принятым методам регулирования. Например, расчет требуемого диаметра рабочих колес насосов [3, 5], расчет степени прикрытия регулирующего органа (регулятора давления или регулирующей заслонки для ГНПС и НПС, регулирующей задвижки - для прочих случаев).

Степень прикрытия регулирующей задвижки, дросселирующей поток по его ходу определяется через требуемый коэффициент местного сопротивления задвижки

x=2gh/j×u²,

где h – требуемое снижение напора на задвижке, м; u - требуемая скорость потока после задвижки, соответствующая требуемой подаче НС, м/с; j - поправка к x для ламинарного режима (приложение 9). Необходимая степень прикрытия задвижки находится на основе x по приложению 9.

Степень прикрытия регулятора давления и регулирующей заслонки в курсовой работе может определяться аналогично, но как ориентировочно, в первом приближении.

Заключает данный раздел определение максимально допустимого дифференциального напора станции H_max из условия сохранения прочности трубопровода и корпуса насоса, максимально допустимого h_max и минимально допустимого h_min подпора НС из условия соответственно сохранения прочности оборудования и обеспечения бескавитационной работы НС.

H_max находится из (8) и (9), записанных в виде равенств, где n×H_н=H_max; h_max - также из этих зависимостей, где h=h_max , а п и Н_н – соответствует значениям этих величин, полученным в ходе расчета режима работы НС. В качестве Н_max и h_min принимаются наименьшие из двух значений, полученных из (8) и (9). h_min=H_s

Результаты расчета режима работы НС оформляются в виде следующей таблицы

 

Подача НС, м^3/ч	Кол-во рабочих насосов	Диаметры рабочих колес, мм	Прикрытие регулирующего органа, %	Допустимый подпор, м	Допустимый дифферен-циальный напор НС, м
hmin	hmax