 |
Определение диаметров труб всасывающей и нагнетательной линий.
|
|
|
|
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) струйные;
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 1000 ВУ, давления 100атм 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 и вес насоса, компактность насосного агрегата, малые производственные площади и капитальные затраты;
5) возможность полной автоматизации и дистанционного управления;
6) простота и надежность в эксплуатации.
Недостатки центробежных насосов:
1) не может начать работать без заполнения жидкостью корпуса насоса и всасывающего трубопровода;
2) большая чувствительность в отношении неплотностей во всасывающем трубопроводе при работе насоса с разряжением 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) быть 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 250°С;
2) горячие – с температурой перекачиваемых продуктов от 250°С до 400°С;
3) кислотные и щелочные;
4) для перекачки сниженных 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;
В – вертикальный;
К – консольный;
КЭ – консольный, смонтированный на электродвигатель;
Вторая цифра - коэффициент быстроходности, уменьшенная в 10 раз и округленная;
третья цифра – число ступеней;
К – кислотный;
С – для сжиженных газов.
Примеры обозначения и маркировка насосов: НК 560/335-120В1бСОПТВ2, где НК 560/335-120 – типоразмер В1бСОПТВ2 – исполнение. ГОСТ 12878-67.
|
|
|
ГОСТ 10168 – 68 регламентирует типы и исполнение центробежных химических насосов, назначение и область применения. Стандартом предусматривается шесть основных типов насосов:
Х – химический консольный на отдельной стойке;
АХ – химический консольный на отдельной стойке для перекачивания абразивных жидкостей;
ХГ – химический герметичный моноблочный с электродвигателем;
ХП – химический погружной;
ПХП- химический, погружной, с выносными опорами, для перекачки пульп.
ХПА – химический,погружной для перекачки образивных жидкостей.
Пример обозначения и маркировки насоса:
4АХОВ-9И1-2г,
где 4 – диметр всасывающего (напорного у погружных и герметических насосов) патрубка в мм, уменьшенный в 25 раз; АХ – тип насоса; О – корпус насоса обогреваемый; В - вертикальное положение оси вала; 9 – коэффициент быстроходности, уменьшенный в 10 раз; И – материал проточной части насоса; 1 – диаметр рабочего колеса; 2г – уплотнение вала.
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: 4ХГВ-6А-40-4.
Расчет характеристики сети
Обработка исходных данных
1- резервуар; 2 – трубопровод всасывающий 3 – насос; 4 – задвижка;
5 – фильтр; 6 - диафрагма; 7 – клапан регулирующий; 8 – теплообменник;
9 – трубопровод нагнетательный; 10 – колонна.
Рисунок 1 – Установка для подачи Приволжской нефти в колонну.
Таблица 1 – Исходные данные.
| № вар. | Q, м3/ч | t, °С | lвс, м | lн, м | РК, МПа | Кол-во теплооб-в | Отметки | |
| Н, м | К, м | |||||||
| 0,09 |
Примечания:
1. Сопротивление фильтра DРф = 0,08 МПа.
2. Потеря давления в диафрагме DРд = 0,02 МПа.
3. Потеря давления в регулирующем клапане DРкл = 0,12 МПа.
4. Сопротивление одного теплообменника DРт = 0,05 МПа.
Определим удельный вес Приволжской нефти gt, кг/м3 при заданной температуре перекачки t = 60ºС согласно [3, c.7] по формуле:
gt = g20-a(t-20), (1)
где: g20- удельный вес жидкости при температуре плюс 20°С;
a- температурная поправка на 1°С.
Определим удельный вес Приволжской нефти g, Н/м3 при t =20°С по формуле:
|
|
|
g20 = r20×g, (2)
где: r20- плотность жидкости при температуре плюс 20°С;
g- ускорение свободного падения, м/с2 .
Согласно [2, c.22] r20 = 0,8660 г/см3 = 866,0 кг/м3.
После подстановки числовых значений в формулу (2) получим:
g20 = 866,0×9,81 = 8406 Н/м3 = 0,8406 г/(см2×сек2).
Определим температурную поправку a в зависимости от удельного веса g, Н/м3. Согласно [3, c.420], a = 0,000712.
После подстановки числовых значений в формулу (1) получим:
g60 = 0,8406 - 0,000712×(75 - 20) = 0,80144 г/(см2×сек2) = 8014 Н/м3.
Кинематические коэффициенты вязкости Приволжской нефти, согласно [2, c.20], при температуре t = 20°C и при температуре t = 50°C соответственно равны:
n20 = 8,60 сСт = 8,60×10-6 м2/с;
n50 =4,60 сСт = 4,60×10-6 м2/с.
Вязкость при температуре перекачки n, м2/с, определим, согласно [6, с.3], по формуле
, (3)
где n1, n - кинематические коэффициенты вязкости при произвольной известной температуре t1 и температуре перекачки t, м2/с;
U - коэффициент крутизны вискограммы, определяется согласно [6, с.3] по формуле:
, (4)
где n1, n2 - кинематические коэффициенты вязкости при известных значениях температур t1 и t2 в диапазоне температур перекачки, м2/с.
При t1 = 20°С, t2 = 50°С получаем
Тогда кинематический коэффициент вязкости Приволжской нефти при температуре перекачки по формуле (3)
Определение диаметров труб всасывающей и нагнетательной линий.
Скорость во всасывающем и нагнетательном трубопроводах при вязкости нефти n = 1,84 мм2/c принимаем согласно [3, c.263] по табл. 33:
Vвс=1,5 м/c, Vнаг=2,5 м/c.
Расчетный внутренний диаметр определим согласно [6, c.3] по формуле:
, (5)
где QP – заданная расчетная подача, м3/ч;
V – скорость движения жидкости в трубах, м/с.
После подстановки числовых значений в формулу (5) получим:
По найденным расчетным внутренним диаметрам по ГОСТ 8732-78 [7] подбираем трубы с минимальной толщиной стенки так, чтобы dВН ³ dР.
Для нагнетательного трубопровода выбираем трубу с dН = 112 мм и толщиной d = 5 мм, для всасывающего трубопровода – трубу с dвс = 145 мм и d= 7 мм.
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: 
для нагнетательного трубопровода: 
|
|
|
