Определение минимальной разницы высотных отметок между полом подпорной насосной и днищем резервуара

11.1 Определение минимальной разницы высотных отметок между полом подпорной насосной и днищем резервуара проводится для обеспечения бескавитационной работы насосных агрегатов.

11.2 Разность высотных отметок днища резервуара и пола подпорной насосной определяется по формуле:

, (11.1)

где: z₁ – отметка днища резервуара, м;

z₂ – отметка пола насосной, м;

h_РП – гидравлические потери в технологических трубопроводах от резервуара до насоса, определяемые по формулам п. 5.6, м;

z_взл – высота расчетного (минимального) уровня нефти в резервуаре над днищем, при отсутствии фактических данных, определяется по данным проекта либо паспорта резервуара согласно (ОР-23.020.00-КТН-256-07) м;

z_н – расстояние от пола насосной до:

- для вертикальных насосов до поперечного сечения рабочего колеса (отрицательная величина),

- для горизонтальных насосов до оси рабочего колеса, м;

Δh_{подпмин} – минимальный подпор на входе насоса для обеспечения его бескавитационной работы, определяемый по формуле (6.2) п. 6.1, м;

11.3 Подводящие к подпорным насосам технологические трубопроводы должны проверяться на кавитационную устойчивость согласно РД 39-30-39-78.

11.4 Проверка подводящих трубопроводов на кавитационную устойчивость заключается в расчете располагаемого напора для каждого элемента трубопровода и сопоставлении его с допустимым напором. Для бескавитационной работы трубопровода для каждого трубопроводного элемента должно выполняться условие:

H_расп ≥ H_доп (11.2)

11.5 Располагаемые напоры для элементов трубопровода определяются по формуле:

, (11.3)

где: Δz_i – разность высотных отметок уровня нефти в резервуаре (z₁ + z_взл) и i-той точки трубопровода (z_i), для которой производится расчет: Δz_i = z₁ + z_взл - z_i, м;

Δh_i – суммарные гидравлические потери от резервуара до рассматриваемого трубопроводного элемента, м;

p₀ – атмосферное давление (см. п. 6.1), Па;

ρ – плотность жидкости, кг/м³.

11.6 Гидравлические потери на участке от резервуара до трубопроводного элемента определяются по формуле (определение входящих в формулу величин приведено в п. 5.6):

, (11.4)

где:

h_тр – потери напора на трение, м;

h_мс – потери напора на преодоление местных сопротивлений, м;

h_ск –скоростной напор на расчетном участке, м.

11.7 Допустимые напоры представляют сумму напора, создаваемого давлением насыщенных паров перекачиваемой жидкости, и критических кавитационных запасов элементов трубопровода:

, (11.5)

где: Δh^эл_кр – критический кавитационный запас трубопроводных элементов, м;

p_s – давление насыщенных паров перекачиваемой жидкости (см. п. 6.1), Па;

ρ – плотность жидкости, кг/м³.

11.8 Критический кавитационный запас трубопроводных элементов определяется по формуле:

, (11.6)

где: χ_кр – критическое число кавитации трубопроводных элементов, м;

W – скорость потока перед трубопроводным элементом, м/с.

11.9 Критические числа кавитации в зависимости от вида трубопроводного элемента определяются по следующим ниже формулам.

- Для местных сопротивлений, вызванных изменением сечения потока:

, (11.7)

где: ξ – коэффициент местного сопротивления трубопроводного элемента (см. п.5.6);

 

- Для отвода 90^о: χ_кр = 1,1 – 1,2.

- Для полностью открытой задвижки: χ_кр = 1,2.

- Для вытяжного тройника (соединение потоков):

, (11.8)

где: Q_б – расход жидкости во входном участке (схема см. п.5.6);

Q_с – расход жидкости в сборном участке (схема см. п.5.6).

- Для приточного тройника (разделение потока):

, (11.9)

где: Q_б – расход жидкости во входном участке (схема см. п.5.6);

Q_с – расход жидкости в сборном участке (схема см. п.5.6);

ξ – коэффициент местного сопротивления, определяемый по таблице 11.1.

Таблица 11.1 – Коэффициент местного сопротивления

	0,01	0,1	0,2	0,3	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9	1,0
ξ	0,50	0,47	0,45	0,38	0,34	0,30	0,25	0,20	0,15	0,09

 

Проверка условия бескавитационной работы трубопровода H_расп ≥ H_доп наиболее наглядна в графическом представлении. В случае, если линия располагаемых напоров не пересекается с линией критических кавитационных напоров и находится выше этой линии, то имеет место бескавитационная работа трубопровода по всей его длине.

Пример расчета №1

Определить разность высотных отметок днища резервуара и пола подпорной насосной для технологической схемы, изображенной на рисунке 14 п. 5.6, и применяемого насоса НПВ 5000-120.

Исходные данные

Плотность нефти: ρ = 865 кг/м³

Температура нефти: t = 26 ^oC

Давление насыщенных паров нефти по ГОСТ 1756 при t = 37,8 ^oC,
p_SR = 58000 Па

Величина атмосферного давления на уровне расположения насосов: p₀ = 99500 Па

Суммарные гидравлические потери во всасывающей магистрали (по расчету п.5.6): h_РП = 3,56 м

Насос НПВ 5000-120 с допустимым кавитационным запасом: Δh_доп = 5 м

Заданная подача насоса: Q = 4000 м³/ч

Высота расчетного (минимального) уровня нефти в резервуаре над днищем:
z_взл = 1,1 м

Расстояние от пола насосной до поперечного сечения рабочего колеса насоса:
z_н = - 1,855 м.

Расчет

1) Паспортный диаметр входного патрубка насоса: d_вх = 1,0 м.

2) Скорость нефти на входе в насос (см. формулы п. 5.6):

3) Величина давления насыщенных паров нефти при заданной температуре, согласно формуле (6.4) составляет:

Па

4) Величина минимального напора на входе первого насоса для обеспечения его бескавитационной работы по формуле (6.2):

5) Искомая разность высотных отметок рассчитывается по формуле (11.1) с учетом исходных данных:

Пример расчета №2

Определить разность высотных отметок днища резервуара и пола подпорной насосной для технологической схемы, изображенной на рисунке 5.13 п. 5.6, и применяемого насоса НМП 5000-115.

Исходные данные

Плотность нефти: ρ = 865 кг/м³

Температура нефти: t = 26 ^oC

Давление насыщенных паров нефти по ГОСТ 1756 при t = 37,8 ^oC: p_SR = 58000 Па

Величина атмосферного давления на уровне расположения насосов: p₀ = 99500 Па

Суммарные гидравлические потери во всасывающей магистрали (по расчету п. 5.6):
H = 3,56 м

Насос НМП 5000-115 с допустимым кавитационным запасом:

Δh_доп = 3,5 м

Заданная подача насоса: Q = 4000 м³/ч

Высота расчетного (минимального) уровня нефти в резервуаре над днищем:
h_взл = 1,1 м

Расстояние от пола насосной до оси насоса: h_он = 1,5 м.

Расчет

1) Паспортный диаметр входного патрубка насоса: d_вх = 1,0 м.

2) Скорость нефти на входе в насос (см. формулы п. 5.6):

3) Величина давления насыщенных паров нефти при заданной температуре, согласно формуле (6.4) составляет:

Па

4) Величина минимального напора на входе первого насоса для обеспечения его бескавитационной работы по формуле (6.2):

5) Искомая разность высотных отметок рассчитывается по формуле (11.1) с учетом исходных данных:

Пример расчета № 3

Сравнить располагаемый и допустимый кавитационный запас для трубопроводного элемента «отвод 90^о», расположенного перед входом в подпорный насос технологической схемы, изображенной на рисунке 5.13. Разность высотных отметок между полом подпорной насосной и днищем резервуара принять по результатам расчета № 2.

Исходные данные

Плотность нефти: ρ = 865 кг/м³.

Температура нефти: t = 26 ^oC.

Давление насыщенных паров нефти по ГОСТ 1756 при t = 37,8 ^oC: p_SR = 58000 Па.

Величина атмосферного давления на уровне расположения насосов: p₀ = 99500 Па.

Суммарные гидравлические потери во всасывающей магистрали (по расчету п.5.6): Δh_i = 3,56 м.

Высота расчетного (минимального) уровня нефти в резервуаре над днищем: z_взл = 1,1 м.

Разность высотных отметок пола подпорной насосной и днища резервуара (по расчету № 2): Δz = 4,23 м.

Высотная отметка заданного трубопроводного элемента относительно пола подпорной насосной: 1,5 м.

Расчет

1) Критическое число кавитации для отвода 90^о: χ_кр = 1,2.

2) Скорость нефти на входе в насос (по расчету №2):

м/с

3) Величина давления насыщенных паров нефти при заданной температуре (по расчету № 2):

Па

4) Критический кавитационный запас для заданного трубопроводного элемента определяется по формуле (11.6):

м

5) Допустимый кавитационный запас определяется по формуле (11.7):

м

 

6) Разность высотных отметок уровня нефти в резервуаре и заданного трубопроводного элемента:

м

7) Располагаемый кавитационный запас определяется по формуле (11.3):

м

8) Проводится проверка условия бескавитационной работы трубопровода:

H_расп ≥ H_доп.

9) Для заданной точки трубопровода условие бескавитационной работы трубопровода выполнено.