Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Институт транспорта

Кафедра «Транспорт углеводородных ресурсов»

Определение параметров оборудования насосных и компрессорных станций

методические указания

к практическим занятиям

студентов очной, заочной, заочно-сокращенной форм обучения

специальности 130501 «Нефтегазовое дело»

(квалификация «инженер»)

по дисциплине

«Техническое обслуживание и ремонт насосных и компрессорных станций»

Тюмень

ТюмГНГУ

2012 г.

Утверждено редакционно – издательским советом

Тюменского государственного нефтегазового университета

Составители:

Пономарёва Татьяна Георгиевна, к.т.н., доцент Редутинский Максим Николаевич, ассистент

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

©Тюменский государственный нефтегазовый университет

Тюмень, 2012 г.

Оглавление

Y

Введение 4

Задача №1. Определение допускаемого кавитационного запаса магистрального насоса 5

Задача №2. Определение необходимого давления на входе в подпорный насос 7

Задача №3. Расчет высоты расположения аккумулирующего бака и объема маслобака 11

Задача №4. Расчет торцевого уплотнения 14

Задача №5. Противопомпажная защита центробежных нагнетателей. 15

Задача №6. Механический расчет пылеуловителей 17

Задача №7. Расчет циклонного пылеуловителя 18

Введение

Данные методические указания выпущены в помощь студентам, с целью закрепления полученных теоретических знаний на лекционных занятиях по дисциплине «Техническое обслуживание и ремонт НС и КС», а так же приобретения навыков самостоятельной работы.

Для изучения данного курса необходимы знания, полученные при изучении дисциплин «физика», «химия», «гидравлика», «сооружение магистральных трубопроводов».

Задачей курса является овладение студентами основными принципами действия, характеристик, методик расчета, правил проведения технического обслуживания и ремонта оборудования эксплуатируемого на насосных и компрессорных станциях.

Данные методические указания созданы в помощь студентам на практических занятиях и при решении контрольных работ студентами заочной и заочно-сокращенной форм обучения.

Задача №1. Определение допускаемого кавитационного запаса магистрального насоса

В процессе перекачки нефти одним из факторов, оказывающих существенное влияние на работоспособность насосного оборудования является кавитация. Кавитация – это нарушение сплошности текущей жидкости при понижении давления ниже давления насыщенных паров.

Давление насыщенных паров – давление, соответствующее началу кипения жидкости при данной температуре.

При кавитации пузырьки образуются из газа, растворенного в жидкости. Если давление в любой точке жидкости становится равным давлению насыщенного пара этой жидкости, то жидкость в этом месте испаряется и образуется паровой пузырек.

Явление кавитации возникает при понижении местного давления в жидкости. При этом появляются растягивающие напряжения, приводящие к разрыву жидкости. После попадания в зону высоких давлений каверны (паровые пузырьки) "захлопываются", возникает гидравлический удар. Это сопровождается местным повышением давления. Замыкание каверн вблизи поверхности обтекаемой детали может вести к разрушению поверхности.

Последствия гидродинамической кавитации приводят к сильному износу рабочих частей и заметно сокращают их срок службы (рис. 1).

Рис. 1 Разрушение рабочего колеса насоса в результате кавитации

Для предотвращения возникновения кавитации необходимо обеспечение кавитационного запаса при эксплуатации насоса.

Кавитационный запас – избыток полного давления жидкости на входе в насос над давлением ее насыщенных паров при данной температуре.

Для насосов с основными и сменными роторами, для которых имеется паспортная кавитационная характеристика на воде, необходимо выполнять расчет допускаемого кавитационного запаса на нефти.

Допускаемый кавитационный запас – кавитационный запас, соответствующий критическому кавитационному запасу, умноженному на коэффициент запаса согласно ГОСТ 6134.

Критический кавитационный запас – кавитационный запас, соответствующий 3 %-ному падению напора на частной кавитационной характеристике насоса.

Определение допускаемого кавитационного запаса магистрального насоса выполняется согласно методике представленной в РД-23.080.00-КТН-064-10 в следующей последовательности:

Определяется истинное значение давления насыщенных паров нефти, (Па):

(1)

Где P_SR – давление насыщенных паров нефти (при температуре нефти t₁=37,8 С), Па; t – текущая температура нефти, ⁰С.

Определяем критерий тепловой кавитации, (1/м), согласно формуле:

(2)

Где - плотность нефти, кг/м³,

Относительная скорость нефти в зоне кавитации на лопастях рабочего колеса, (м/с):

(3)

Где D_ср – средний арифметический диаметр рабочего колеса на входе, м; n – частота вращения вала насоса, об/мин.

Безразмерный коэффициент температурного запаздывания:

(4)

Безразмерный комплекс Ф:

(5)

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

(6)

Критическое давление в зоне кавитации, (Па):

(7)

Критическое давление на входе в насос при перекачивании нефти:

(8)

Где Δh_кр.в – критический кавитационный запас насоса при работе на воде, м

Скорость нефти в подводящем трубопроводе в месте измерения давления на входе, (м/с):

(9)

Где d₁ – внутренний диаметр подводящего трубопровода, м; Q – подача насоса, м³/ч

Критический кавитационный запас насоса на нефти, (м):

(10)

Где - коэффициент определяемый по табл. 1.

Таблица 1

Значение коэффициента ψ для каждого типа насоса и ротора

Тип насоса	Тип ротора
	Основной ротор Q = Qном	Сменный ротор Q = 1,25 Qном
НМ 2500-230	0,75	0,7
НМ 3600-230	0,8	0,8
НМ 7000-210	1,0	1,0
НМ 10000-210	0,85	1,04
Примечание - Для сменных роторов Q = 0,5Qном и Q = 0,7Qном ψ = 1.

Допускаемый кавитационный запас насоса на нефти:

(11)

Где R’ =1,25 – коэффициент запаса.