Основные параметры подпорных насосов серии нпв [2]

Марка насоса	Диапазон изменения подачи насоса, м3/ч	Номинальные параметры
		Подача, м3/ч	Напор, м	Допустимый кавитационный запас, м	к п д, %
НПВ 150-60	90-175	150	60	3,0	71
НПВ 300-60	120-330	300	60	4,0	75
НПВ 600-60	300-700	600	60	4,0	77
НПВ 1250-60	620-1550	1250	60	2,2	77
НПВ 2500-80	1350-3000	2500	80	3,2	82
НПВ 3600-90	1800-4300	3600	90	4,8	85
НПВ 5000-120	2700-6000	5000	120	5,0	85

Напорная характеристика центробежных насосов магистральных нефтепроводов (зависимость напора Н от производительности Q) имеет вид полого падающей кривой. Рабочая область этой характеристики достаточно хорошо аппроксимируется выражениями, в зависимости от требуемой степени точности [3]:

Н = a – b ^. Q² (8)

или Н = a_о + a₁ ^. Q + a₂ ^. Q² , (9)

где a, b, a_o, a₁, a₂ – постоянные коэффициенты.

Значения коэффициентов приведены в приложениях 2 и 3.

Расчетный напор НПС принимается равным Н_ст = m_м ^. h_м. Если условие (7) не выполняется, то рабочее давление принимается равным р_доп, а расчетный напор НПС равным

. (10)

Напор перекачивающей станции может быть снижен применением уменьшенных по наружному диаметру рабочих колес магистральных насосов либо сменных роторов на пониженную подачу. Уменьшение расчетного напора в необходимых случаях может быть достигнуто также обточкой рабочих колес по наружному диаметру. При этом коэффициент обточки, равный отношению уменьшенного D_2У и заводского D₂ наружных диаметров рабочего колеса насоса, определяется по формуле

, (11)

где h^*_м – требуемый напор, развиваемый магистральным насосом после обточки рабочего колеса; a_м,b_м – коэффициенты уравнения (8) напорной характеристики магистрального насоса с соответствующим рабочим колесом диаметра D₂, приведенные в приложении 2.

Для принятого стандартного диаметра D_н вычисляется толщина стенки трубопровода

, (12)

где р – рабочее давление в трубопроводе, МПа; n_р – коэффициент надежности по нагрузке (n_р=1,15); R₁-расчетное сопротивление металла трубы, МПа, равное

, (13)

где R₁^н – нормативное сопротивление растяжению (сжатию), равное временному сопротивлению стали на разрыв, МПа (R₁^н = σ_в); m – коэффициент условий работы (для подземных трубопроводов m = 0,9); к₁ – коэффициент надежности по материалу (приложение 1); к_н – коэффициент надежности по назначению (для трубопроводов D≤1020 мм к_н = 1,0, для трубопроводов D>1020 мм к_н=1,05).

Вычисленное значение толщины стенки трубопровода δ округляется в большую сторону до стандартной величины δ_н из рассматриваемого сортамента труб (приложение А).

Внутренний диаметр трубопровода определяется по формуле

D_вн = D_н - 2δ_н. (14)

Гидравлический расчет трубопровода выполняется для найденного значения внутреннего диаметра D_вн. Результатом гидравлического расчета является определение потерь напора в трубопроводе.

При перекачке нефти по магистральному нефтепроводу напор, развиваемый насосами перекачивающих станций, расходуется на трение h_τ (с учетом местных сопротивлений), статического сопротивления из-за разности геодезических (высотных) отметок ΔZ, а также создания требуемого остаточного напора в конце каждого эксплуатационного участка трубопровода h_ост. Слагаемое h_τ зависит от скорости течения нефти в трубопроводе.

Средняя скорость течения нефти (м/с) определяется по формуле

, (15)

где – расчетная производительность перекачки, м³/с; D_вн – внутренний диаметр, м.

Потери напора на трение (м) в трубопроводе определяют по формуле Дарси-Вейсбаха:

(16)

либо по обобщенной формуле Лейбензона:

, (17)

где L_р – расчетная длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных точек), м; ν – расчетная кинематическая вязкость нефти, м²/с; λ – коэффициент гидравлического сопротивления; β, m- коэффициенты обобщенной формулы Лейбензона.

Значения λ, β и m зависят от режима течения жидкости и шероховатости внутренней поверхности трубы. Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса:

(18)

При значениях Re<2320 реализуется ламинарный режим течения жидкости. Область турбулентного течения подразделяется на три зоны:

• гидравлически гладкие трубы 2320<Re<Re₁;

• зона смешанного трения Re₁≤Re<Re₂;

• квадратичное (шероховатое) трение Re>Re₂.

Значения переходных чисел Рейнольдса Re₁ и Re₂ определяются по формулам:

; , (19)

где – относительная шероховатость трубы; к_э – эквивалентная шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния.

Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять к_э = 0,2 мм [3].

Расчет коэффициентов λ, β и m выполняется по формулам, приведенным в табл. 4.

Таблица 4