Пересчет кавитационных характеристик насосных агрегатов с воды на нефть

 

6.2.1.1 Приведенные ниже методики расчетов определяют пересчет паспортных кавитационных характеристик насосных агрегатов (полученных на воде) с учетом реальных свойств перекачиваемой жидкости.

6.2.1.2 Для магистральных насосов с основными и сменными роторами, для которых имеется паспортная кавитационная характеристика на воде, расчет допускаемого кавитационного запаса на нефти с данными параметрами производится в следующем порядке (РД - 23.080.00-КТН-391-08).

6.2.1.3 Исходными данными для расчета являются:

Параметры нефти на входе в насос:

- температура t,ºС;

- плотность ρ, кг/м³;

- давление насыщенных паров p_SR по ГОСТ 1756, Па (температура нефти t₁ = 37,8 ºС, отношение объемов паровой и жидкой фаз V_п/V_ж = 4/1).

Режимные и конструктивные параметры насоса:

- частота вращения вала насоса n, об/мин;

- максимальная подача насоса в условиях эксплуатации Q, м³/ч;

- средний арифметический диаметр рабочего колеса на входе D_ср, м;

- критический кавитационный запас насоса на воде при максимальной подаче Δh_кр.в, м;

- внутренний диаметр подводящего трубопровода в месте измерения давления на входе в насос, d₁, м.

6.2.1.4 Кавитационные характеристики типовых насосов на воде приведены в паспортах насосов.

6.2.1.5 При расчете допускаемого кавитационного запаса магистрального насоса на нефти производится последовательное вычисление следующих параметров:

6.2.1.6 Значение давления насыщенных паров нефти, соответствующее текущей температуре нефти t и отношению объемов паровой и жидкой фаз V_п/V_ж → 0, Па

(6.10)

 

6.2.1.7 Критерий тепловой кавитации, 1/м

(6.11)

6.2.1.8 Относительная скорость нефти в зоне кавитации на лопастях рабочего колеса, м/с

(6.12)

6.2.1.9 Безразмерный коэффициент температурного запаздывания К_Т, характеризующий степень перегрева участвующей в парообразовании жидкости из-за неравновесных условий

(6.13)

6.2.1.10 Безразмерный комплекс Ф

(6.14)

6.2.1.11 Относительное критическое давление в зоне кавитации на лопастях рабочего колеса

(6.15)

6.2.1.12 Критическое давление в зоне кавитации

(6.16)

6.2.1.13 Критическое давление на входе в насос при перекачивании нефти, Па

(6.17)

6.2.1.14 Скорость нефти в подводящем трубопроводе в месте измерения давления на входе в насос, м/с

(6.18)

6.2.1.15 Критический кавитационный запас насоса на нефти, м

, (6.19)

где: ψ – коэффициент, принимаемый для каждого типа насоса и ротора согласно таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Коэффициенты принимаемые для каждого типа насоса
Тип насоса	Тип ротора
Q = 0,5 Qном	Q = 0,7 Qном	Q = Qном	Q = 1,25 Qном
НМ 2500-230	1,0	1,0	0,75	0,7
НМ 3600-230	1,0	1,0	0,8	0,8
НМ 7000-210	1,0	1,0	1,0	1,0
НМ 10000-210	1,0	1,0	0,85	1,04

 

6.2.1.16 Допускаемый кавитационный запас насоса на нефти, м

(6.20)

где R¢ = 1,25 – коэффициент запаса согласно ГОСТ 6134.

 

6.2.1.17 Допустимый кавитационный запас подпорных центробежных насосов при перекачке нефти и нефтепродуктов определяется по формуле:

, (6.21)

где:

Δh_доп.В – допустимый кавитационный запас насоса на воде, определяется по паспортной характеристике при требуемой подаче насоса, м;

ΔH_t^кр – термодинамическая поправка к величине кавитационного запаса, определяемая по графику на рисунке 6.2, в зависимости от значения комплекса , м;

p_S – давление насыщенных паров жидкости при заданной температуре, определяемое по формуле (6.4), Па;

ρ – плотность жидкости, кг/м³;

δh – изменение величины кавитационного запаса, обусловленное влиянием вязкости, м.

 

 

Рисунок 6.2 - График определения термодинамической поправки к значению допустимого кавитационного запаса насоса

 

6.2.1.18 Изменение величины кавитационного запаса, обусловленное влиянием вязкости определяется по формуле:

, (6.22)

где:

w_в – скорость жидкости во входном патрубке насоса, м/с;

ξ – коэффициент гидравлического сопротивления во входном патрубке насоса, находится по графику на рисунке 6.3 в зависимости от числа Рейнольдса, характеризующего течение во входном патрубке.

 

При значении числа Рейнольдса более 100000, принимается δh = 0.

 

 

Рисунок 6.3 - График зависимости гидравлического сопротивления от числа Рейнольдса

 

 

6.2.1.19 Если данные о допустимом кавитационном запасе насоса на воде отсутствуют, последний устанавливается, исходя из каталожных данных о величине вакуумметрической высоты всасывания но формуле:

 

, (6.23)

 

где: ΔH_вс^доп – вакуумметрическая высота всасывания насоса, м.

 

Пример расчета №1

Определение допустимого кавитационного запаса насоса НМ7000-210 с учетом реальных свойств нефти.

Исходные данные

Насос НМ7000-210 с ротором Q = 1,25Q_ном

Часовой расход в трубопроводе: Q = 7363 м³/ч

Температура нефти: t = 26 ^oC

Плотность нефти: ρ = 850 кг/м³

Давление насыщенных паров нефти по ГОСТ 1756-2000: p_SR = 58000 Па

Средний арифметический диаметр рабочего колеса на входе:

D_ср = 0,279 м

Частота вращения вала насоса: n = 3000 об/с

Критический кавитационный запас насоса на воде при заданной подаче:

Δh_кр.в = 63,5 м

Внутренний диаметр подводящего трубопровода на входе в насос:

d₁ = 0,991 м

Расчет

Расчет производится по формулам (6.10)-(6.20) в приведенной выше последовательности:

1) Истинное значение давления насыщенных паров нефти:

2) Критерий тепловой кавитации:

3) Относительная скорость нефти в зоне кавитации на лопастях рабочего колеса:

4) Безразмерный коэффициент температурного запаздывания:

5) Безразмерный комплекс Ф:

6) Относительное (безразмерное) критическое давление в зоне кавитации на лопастях рабочего колеса:

7) Критическое давление в зоне кавитации:

8) Критическое давление на входе в насос при перекачивании нефти:

9) Скорость нефти в подводящем трубопроводе в месте измерения давления на входе в насос:

10) Критический кавитационный запас насоса на нефти:

11) Допускаемый кавитационный запас насоса на нефти:

 

 

Пример расчета №2

Определение допустимого кавитационного запаса насоса НМП2500-74 с учетом реальных свойств нефти.

Исходные данные:

Насос НМП2500-74

Часовой расход в трубопроводе: Q = 2500 м³/ч

Температура нефти: t = 26 ^oC

Плотность нефти: ρ = 850 кг/м³

Кинематическая вязкость нефти: ν = 25мм²/с

Давление насыщенных паров нефти по ГОСТ 1756-2000: p_SR = 58000 Па

Внутренний диаметр входного патрубка насоса: d_в = 0,9 м

Допустимый кавитационный запас насоса на воде при заданной подаче:

Δh_доп.в = 2,7 м

 

Расчет

1) Давление насыщенных паров нефти при заданной температуре по формуле 6.4 составит:

Па.

 

2) Значение комплекса U составляет:

м.

 

3) Значение термодинамической поправки к величине кавитационного запаса для полученного значения комплекса U по рисунку 6.2 составляет:

ΔH_t^кр = 1,32 м.

 

4) Скорость нефти во входном патрубке насоса составляет:

м/с.

 

5) Число Рейнольдса на входе в насос (по формуле 5.36):

.

 

6) Коэффициент гидравлического сопротивления во входном патрубке насоса при полученном числе Рейнольдса по графику 6.3 составляет:

ξ = 0,5.

 

7) Изменение величины кавитационного запаса, обусловленное влиянием вязкости по формуле 6.22 составляет:

м.

 

8) Допустимый кавитационной запас насоса на нефти при заданных условиях по формуле 6.21 составит:

м.