Определение диаметров труб всасывающей и нагнетательной линии

Расчетно-графическая работа

по дисциплине «Транспорт и хранение нефти и газа»

 

 

Выполнил: студент гр. БУС-14-31 Исмоилов Т.Н.

Проверил Лапонов С.В.

 

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

Введение. 3

1 Расчет характеристики сети. 6

1.1 Обработка исходных данных. 6

1.2 Определение диаметров труб всасывающей и нагнетательной линии 9

1.3 Определение истинных скоростей движения жидкост. 10

1.4 Определение расчетного сопротивления сети и построение ее характеристики 10

2 Выбор насоса, уточнение его характеристики и размеров. 16

2.1 Выбор типа и подбор по каталогу марки насоса. 16

2.2 Комплексная характеристика центробежного насоса. 20

2.3 Перерасчет характеристик насосов с воды на вязкую жидкость. 22

2.4 Регулирование работы насоса. 22

2.5 Определение допустимой высоты всасывания центробежного насоса и кавитационного запаса сети. 26

2.6 Подбор электродвигателя. 27

3 Описание насосной установки. 29

Список использованных источников. 31

 

 

Введение

Насосами называют машины, предназначенные для перекачки жидкостей и передачи им энергии. Насосы по характеру действия на жидкость делятся на группы:

1) Центробежные;

2) Пропеллерные;

3) Вихревые;

4) Непосредственного действия;

5) Гидравлический таран;

6) Струйный;

7) Эрлифты.

В нефтяной промышленности в основном применяются поршневые, плунжерные, ротационные и центробежные насосы. Применение вихревых насосов ограничено небольшой производительностью их вследствие низкого КПД; кроме того, они требуют незагрязненных жидкостей в виду необходимости обеспечения малых зазоров между колесом и стенками корпуса.

Ротационные насосы применяются для незагрязненных жидкостей в пределах вязкости от 1 до 1000ВУ, давлении 100 атм и производительности до 100 м3/ч.

Центробежные насосы имеют следующие основные достоинства:

1) Равномерность подачи;

2) Широкие пределы регулирования работы насоса при относительно высоком КПД;

3) Возможность непосредственного соединения насосов с быстроходными двигателями с любым числом оборотов;

4) Уменьшенные габариты с вес насоса, компактность насосного агрегата, малые производительные площади и капитальные затраты;

5) Возможность полной автоматизации и дистанционного управления;

6) Простота и надежность в эксплуатации.

Недостатки центробежных насосов:

1) Не может начать работу без заполнения жидкостью корпуса насоса м всасывающего трубопровода;

2) Большая чувствительность в отношении неплотностей во всасывающем трубопроводе при работе насосов с разряжения на приеме;

3) Относительно низкий КПД при малых подачах с относительно большими напорами и при перекачке вязких жидкостей.

Насосы для нефтяной и химической промышленности должны удовлетворять следующим требованиям:

1) Бать надежными в работе и долговечными;

2) Быть экономичными в эксплуатации;

3) Быть удобными в монтаже и демонтаже;

4) Обладать минимальным количеством деталей и полной их взаимозаменяемостью;

5) Иметь минимальный вес и габариты;

6) Допускать изменение характеристик в широком диапазоне;

7) Работать с возможно меньшей величиной подпора.

Бесперебойная работа центробежных насосов зависит от четырех факторов:

1) Правильной конструкции;

2) Точности изготовления;

3) Качества монтажа;

4) Правильной эксплуатации.

В основном центробежные насосы можно разделить на группы:

1) Холодные – с температурой перекачиваемой жидкости до 250⁰C;

2) Горячие – с температурой перекачиваемой жидкости от 250⁰C до 400⁰C;

3) Кислотные и щелочные;

4) Для перекачки снеженных нефтяных газов;

5) Для перекачки воды.

Эти группы насосов можно разделить на низконапорные (одноступенчатые), средненапорные (двух- и многоступенчатые) и высоконапорные (многоступенчатые).

В свою очередь каждая из этих групп подразделяется на насосы малой производительности (до 100 м3/ч) и большой производительностью (от 100 м3/ч и выше).

Конструкция корпуса центробежного насоса определяется тремя основными факторами: температурой, давлением и характером перекачиваемой жидкости.

Маркировка насосов нормального ряда:

первая цифра – диаметр всасывающего патрубка в мм, уменьшенный в 25 раз и округленный:

Н – нефтяной;

Г – горячий;

Д – первое колесо двухстороннего входа;

К – консольный;

КЭ – консольный, смонтированный на электродвигатель.

В марке герметичного насоса вместо обозначения уплотнения указывают мощность электродвигателя и его исполнение в зависимости от температуры перекачиваемой жидкости и давления на входе в насос. Например: 4ХГ-6А-40-4.

Расчет характеристики сети

Обработка исходных данных

 

Рисунок 1, – Схема установки для перекачки нефти.

1 – резервуар; 2 – трубопровод всасывающий; 3 – насос; 4 – задвижка; 5 – фильтр; 6 – диафрагма; 7 – трубопровод нагнетательный;

 

Таблица 1 - Исходные данные:

Нефть	Q,	t, ⁰C	l вс, м	L н, м	Отметки
n,м	H, м
м/р «Нефтяные камни»					-2

 

Примечания:

1. Сопротивление фильтра ∆Рф = 0,15Мпа.

2. Потеря давления в диафрагме ∆Рд = 0,02Мпа.

Определим удельный вес Нефтяных камней нефти γ1, кг/ при заданной температуре перекачки t=45⁰C согласно [3, с.7] по формуле:

где: γ₂₀ – удельный вес жидкости при температуре плюс 20⁰С; α – температурная поправка на 1⁰С.

Определим удельный вес Нефтяных камней нефти γ, Н/ при t=20⁰C по формуле:

где: ρ₂₀ – плотность жидкости при температуре плюс 20⁰C; g – ускорение свободного падения, м/ .

Согласно [2,с.22] ρ20 = 0,887 г/ =887 кг/ .

После подстановки числовых значений в формулу (2) получим:

.

Определим температурную поправку α в зависимости от удельного веса γ, Н/ [3, с.420], α=0,000752.

После подстановки числовых значений в формулу (1) получим:

.

Кинематические коэффициенты вязкости Нефтяных камней нефти, согласно [2, с.20], при температуре t = 20⁰C и при температуре t = 50⁰C соответственно равны:

;

.

Вязкость при температуре перекачки ν, , определим, согласно [6, с.3], по формуле

где ν₁,ν – кинематические коэффициенты вязкости при произвольной известной температуре t1 и температуре перекачки t, ; U – коэффициент крутизны вискограммы, определяется согласно [6, с.3] по формуле:

где ν₁, ν₂ – кинематические коэффициенты вязкости при известных значениях температур t1 и t2 в диапазоне температур перекачки, .

При t₁=20⁰C, t₂=50⁰C получаем

Тогда кинематический коэффициент вязкости Нефтяных камней нефти при температуре перекачки по формуле (3)

 

Регулирование работы насоса

Как видно из вычислений подача насоса и развиваемый им напор отличаются от заданной подачи Qз = 165 и расчетного сопротивления сети Нс=83,03м более чем на +5%, поэтому регулирование данного насоса будем производить обточкой рабочего колеса.

Определение диаметра рабочего колеса насоса при обточке.

Коэффициент сети К, , определили согласно [9, с.14] по формуле:

где Нс- сопротивление сети, м; Нс=83,03, Qp – заданная расчетная подача жидкости, Qp = 165

тогда

Зная параметр параболы обточки К выбираем Q1<Qp и Q2>Qp, и определяем Н1 и Н2 согласно [10, с.13] по формуле:

Тогда

Задавшись несколькими значениями подачи в пределах от 0 до (1,2 1,4)Qp, строим параболу обточки (рисунок 6). Данные расчетов по уравнению (19) свели в таблицу 5.

Таблица 5 – Регулирование работы центробежного насоса НК200/120-120 (1б)

Q,		K,
		0,00305
		2,745
		10,98
		24,705
		43,92
		68,625
		83,03625
		98,82
		110,105

 

Рисунок 6 – Парабола обточки

Диаметр колеса после обточки определяем согласно [10, с.14] по уравнению:

Тогда

Изменение к.п.д. насоса после обточки 𝜂’, % определяется согласно [10, с. 14] по формуле Муди:

Где 𝜂 – к.п.д. в режимной точке; 𝜂 = 0,69, D2 - диаметр колеса по обточке, мм; D2 = 320мм, D’2 - диаметр колеса после обточки, мм; D’2 = 352мм,

Тогда

При обточке внешнего колеса D2 характеристики насоса при сохранении постоянного числа оборотов изменяются согласно [10, с.13] следующим образом:

С помощью этих формул строим новые характеристики.

 

Таблица 6 – Значения характеристик насоса после обточки

Q	D’2/D2	Q’	H		H’	N		N’
	1,1			1,21	96,8		1,331	66,55
			108,9		79,86
					93,17
			123,42		102,487
			133,1		106,48
			145,2		119,79
			157,3		133,1
			169,4		146,41
			181,5		159,72
			193,6		173,03

 

Подбор электродвигателя

Мощность на валу насоса N, кВт, определили согласно [12, с.19] по формуле:

где γ – удельный вес при температуре перекачки 20⁰С, Q – заданная подача насоса, Q=165 H – напор насоса, Н=85,75м; 𝜂 – к.п.д. насоса, 𝜂=0,69.

Тогда

Мощность электродвигателя Nдв, кВт, определили согласно [10, с.19] по формуле:

где к – коэффициент запаса, к=1,2 [10, с.20].

Тогда

Так как данная установка предназначена для перекачки в заводских условиях, то согласно выбираем электродвигатель серии:

ВАО – 91 – 2У2, у которого мощность N=75кВт, число оборотов вала: n=3000 об/мин.

 

Описание насосной установки

Спроектированная насосная установка предназначена для перекачивания Нефтянных камней нефти при температуре 45⁰С в количестве 165

Насосная установка состоит из питающего резервуара, всасывающего трубопровода длиной 17м, нагнетательного трубопровода длиной 900 м, насоса НК200/120-120 (1б), установленного на фундаментальной плите, фильтра, задвижки и диафрагмы. Схема насосной установки приведена на рисунке 1.

Для надежной работы насосной установки необходимо, чтобы трубопроводы имели собственные опоры, которые исключают передачу усилий на патрубки насоса. Для освобождения помещения располагают напорные трубопроводы в каналах ниже пола и перекрывают последнее рифленой сталью. При использовании насосной установки вне помещения она должна быть защищена от действия атмосферных осадков. Все металлические части должны быть заземлены.

Перед пуском необходимо заполнить насос перекачиваемой жидкостью. Запуск насосной установки осуществляется при закрытой задвижке на выходе. Включается электродвигатель и частота вращения его доводится до нормальной, медленно открывается задвижка на напорном патрубке насоса для достижения требуемой подачи, открываются краны, подводящие охлаждающую воду к сальникам насоса. При большом снижении напора нужно осмотреть всасывающий трубопровод.

Контроль за работой насоса ведется по показаниям вакуумметра и манометра, присоединенных к всасывающему и нагнетательному патрубкам; измерение подачи производится по расходометру, вмонтированному в напорный трубопровод насоса. В качестве расходометра используется диафрагма.

Остановка насосного агрегата заключается в закрытии задвижки на напорной трубе, выключение двигателя, закрытии задвижки на всасывающей трубе и выключении охлаждения сальников и подшипников.

Спроектированная насосная установка имеет следующие достоинства:

- конструктивные особенности насоса способствуют быстрому установлению нормального рабочего режима, который характеризуется отсутствием ударов и резкого шума в трубопроводе;

- из-за сравнительно небольшой длины всасывающего трубопровода, геодезической высоты всасывания и большого кавитационного запаса сети у входного патрубка насоса возможность кавитации очень мала;

- дешевизна, малые габариты, удобство монтажа и эксплуатации.

Насосная установка имеет недостатки: необходимо производить обточку нагнетательной сети установки.

Комплект поставки: насос типа НК в сборе с уплотнением вала, ответными фланцами, муфтой, ограждением муфты и фундаментальной плитой со стойками; вспомогательные трубопроводы в пределах насосного агрегата (в том числе арматура и контрольно-измерительные приборы), фундаментные болты с гайками и шайбами; регулировочные винты с пластинами; нестандартные инструмент для сборки и разборки насоса, запасные части.

 

Расчетно-графическая работа

по дисциплине «Транспорт и хранение нефти и газа»

 

 

Выполнил: студент гр. БУС-14-31 Исмоилов Т.Н.

Проверил Лапонов С.В.

 

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

Введение. 3

1 Расчет характеристики сети. 6

1.1 Обработка исходных данных. 6

1.2 Определение диаметров труб всасывающей и нагнетательной линии 9

1.3 Определение истинных скоростей движения жидкост. 10

1.4 Определение расчетного сопротивления сети и построение ее характеристики 10

2 Выбор насоса, уточнение его характеристики и размеров. 16

2.1 Выбор типа и подбор по каталогу марки насоса. 16

2.2 Комплексная характеристика центробежного насоса. 20

2.3 Перерасчет характеристик насосов с воды на вязкую жидкость. 22

2.4 Регулирование работы насоса. 22

2.5 Определение допустимой высоты всасывания центробежного насоса и кавитационного запаса сети. 26

2.6 Подбор электродвигателя. 27

3 Описание насосной установки. 29

Список использованных источников. 31

 

 

Введение

Насосами называют машины, предназначенные для перекачки жидкостей и передачи им энергии. Насосы по характеру действия на жидкость делятся на группы:

1) Центробежные;

2) Пропеллерные;

3) Вихревые;

4) Непосредственного действия;

5) Гидравлический таран;

6) Струйный;

7) Эрлифты.

В нефтяной промышленности в основном применяются поршневые, плунжерные, ротационные и центробежные насосы. Применение вихревых насосов ограничено небольшой производительностью их вследствие низкого КПД; кроме того, они требуют незагрязненных жидкостей в виду необходимости обеспечения малых зазоров между колесом и стенками корпуса.

Ротационные насосы применяются для незагрязненных жидкостей в пределах вязкости от 1 до 1000ВУ, давлении 100 атм и производительности до 100 м3/ч.

Центробежные насосы имеют следующие основные достоинства:

1) Равномерность подачи;

2) Широкие пределы регулирования работы насоса при относительно высоком КПД;

3) Возможность непосредственного соединения насосов с быстроходными двигателями с любым числом оборотов;

4) Уменьшенные габариты с вес насоса, компактность насосного агрегата, малые производительные площади и капитальные затраты;

5) Возможность полной автоматизации и дистанционного управления;

6) Простота и надежность в эксплуатации.

Недостатки центробежных насосов:

1) Не может начать работу без заполнения жидкостью корпуса насоса м всасывающего трубопровода;

2) Большая чувствительность в отношении неплотностей во всасывающем трубопроводе при работе насосов с разряжения на приеме;

3) Относительно низкий КПД при малых подачах с относительно большими напорами и при перекачке вязких жидкостей.

Насосы для нефтяной и химической промышленности должны удовлетворять следующим требованиям:

1) Бать надежными в работе и долговечными;

2) Быть экономичными в эксплуатации;

3) Быть удобными в монтаже и демонтаже;

4) Обладать минимальным количеством деталей и полной их взаимозаменяемостью;

5) Иметь минимальный вес и габариты;

6) Допускать изменение характеристик в широком диапазоне;

7) Работать с возможно меньшей величиной подпора.

Бесперебойная работа центробежных насосов зависит от четырех факторов:

1) Правильной конструкции;

2) Точности изготовления;

3) Качества монтажа;

4) Правильной эксплуатации.

В основном центробежные насосы можно разделить на группы:

1) Холодные – с температурой перекачиваемой жидкости до 250⁰C;

2) Горячие – с температурой перекачиваемой жидкости от 250⁰C до 400⁰C;

3) Кислотные и щелочные;

4) Для перекачки снеженных нефтяных газов;

5) Для перекачки воды.

Эти группы насосов можно разделить на низконапорные (одноступенчатые), средненапорные (двух- и многоступенчатые) и высоконапорные (многоступенчатые).

В свою очередь каждая из этих групп подразделяется на насосы малой производительности (до 100 м3/ч) и большой производительностью (от 100 м3/ч и выше).

Конструкция корпуса центробежного насоса определяется тремя основными факторами: температурой, давлением и характером перекачиваемой жидкости.

Маркировка насосов нормального ряда:

первая цифра – диаметр всасывающего патрубка в мм, уменьшенный в 25 раз и округленный:

Н – нефтяной;

Г – горячий;

Д – первое колесо двухстороннего входа;

К – консольный;

КЭ – консольный, смонтированный на электродвигатель.

В марке герметичного насоса вместо обозначения уплотнения указывают мощность электродвигателя и его исполнение в зависимости от температуры перекачиваемой жидкости и давления на входе в насос. Например: 4ХГ-6А-40-4.

Расчет характеристики сети

Обработка исходных данных

 

Рисунок 1, – Схема установки для перекачки нефти.

1 – резервуар; 2 – трубопровод всасывающий; 3 – насос; 4 – задвижка; 5 – фильтр; 6 – диафрагма; 7 – трубопровод нагнетательный;

 

Таблица 1 - Исходные данные:

Нефть	Q,	t, ⁰C	l вс, м	L н, м	Отметки
n,м	H, м
м/р «Нефтяные камни»					-2

 

Примечания:

1. Сопротивление фильтра ∆Рф = 0,15Мпа.

2. Потеря давления в диафрагме ∆Рд = 0,02Мпа.

Определим удельный вес Нефтяных камней нефти γ1, кг/ при заданной температуре перекачки t=45⁰C согласно [3, с.7] по формуле:

где: γ₂₀ – удельный вес жидкости при температуре плюс 20⁰С; α – температурная поправка на 1⁰С.

Определим удельный вес Нефтяных камней нефти γ, Н/ при t=20⁰C по формуле:

где: ρ₂₀ – плотность жидкости при температуре плюс 20⁰C; g – ускорение свободного падения, м/ .

Согласно [2,с.22] ρ20 = 0,887 г/ =887 кг/ .

После подстановки числовых значений в формулу (2) получим:

.

Определим температурную поправку α в зависимости от удельного веса γ, Н/ [3, с.420], α=0,000752.

После подстановки числовых значений в формулу (1) получим:

.

Кинематические коэффициенты вязкости Нефтяных камней нефти, согласно [2, с.20], при температуре t = 20⁰C и при температуре t = 50⁰C соответственно равны:

;

.

Вязкость при температуре перекачки ν, , определим, согласно [6, с.3], по формуле

где ν₁,ν – кинематические коэффициенты вязкости при произвольной известной температуре t1 и температуре перекачки t, ; U – коэффициент крутизны вискограммы, определяется согласно [6, с.3] по формуле:

где ν₁, ν₂ – кинематические коэффициенты вязкости при известных значениях температур t1 и t2 в диапазоне температур перекачки, .

При t₁=20⁰C, t₂=50⁰C получаем

Тогда кинематический коэффициент вязкости Нефтяных камней нефти при температуре перекачки по формуле (3)

 

Определение диаметров труб всасывающей и нагнетательной линии

Скорость во всасывающем и нагнетательном трубопроводах при вязкости нефти ν=75,2833046 принимаем согласно [3, с.263] по табл. 33:

Vвс=1,1 м/с, Vнаг = 1,2 м/с.

Расчетный внутренний диаметр определим согласно [6, с. 3] по формуле:

где Q_p – заданная расчетная подача, ; V – скорость движения жидкости в трубах, м/с.

После подстановки числовых значений в формулу (5) получим:

По найденным расчетным внутренним диаметром по ГОСТ 8732-78 [1] подбираем трубы с минимальной толщиной стенки так, чтобы d_вн≥ d_р.

Для нагнетательного трубопровода выбираем трубу с d н=245 мм и толщиной δ = 7 мм, для всасывающего трубопровода – трубу с d_вс = 245 мм и δ = 7мм.

Так как перекачиваемая жидкость – нефть является неагрессивной средой (содержание серы 0, 47%), поэтому для обоих трубопроводов выбираем сталь по группе Б – Сталь 20. Таким образом

Для всасывающего трубопровода: труба

Для нагнетательного трубопровода: труба