Основные параметры подпорных насосов серии нпв

Марка насоса	Диапазон изменения подачи насоса, м3/ч	Номинальные пераметры
		Подача, м3/ч	Напор,м	Допус-тимый кавита- ционный 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 описывается выражениями, в зависимости от требуемой степени точности.

(2.10)

или (2.11)

где a,b,a₀,a₁,a₂ – постоянные коэффициенты.

Значения коэффициентов уравнений приведены в приложениях Е и Ж[1].

Расчётный напор НПС принимается равным Н_СТ=m_M··h_M. Если условие не выполняется, то рабочее давление принимается равным Р_доп, а расчётный напор НПС равным:

(2.12)

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

(2.13)

где h_м* - требуемый напор, развиваемый магистральным насосом после обточки рабочего колеса; а_м, b_м – коэффициенты уравнения напорной характеристики магистрального насоса с соответствующим рабочим колесом диаметра D₂ приведённые в приложении Е [1].

Для принятого стандартного диаметра D_н вычисляется толщина стенки трубопровода

(2.14)

где Р – рабочее давление в трубопроводе, МПа; n_р – коэффициент надёжности по нагрузке; R₁ – расчётное сопротивление металла трубы, МПа, равное

(2.15)

R₁^н – нормативное сопротивление растяжению (сжатию), равное временному сопротивлению стали на разрыв, МПа (R₁^н=σ_в); m – коэффициент условий работы; k₁ – коэффициент надёжности по материалу; k_н – коэффициент надёжности по назначению;

Коэффициент n_р, m, k₁, k_н определяются по СНиП 2.05.06-85*.

Вычисленное значение толщины стенки трубопровода δ округляется в большую сторону до стандартной величины δ_н из рассматриваемого сортамента труб (приложение Г)[1].

Внутренний диаметр трубопровода определяется по формуле

(2.16)

Гидравлический расчёт нефтепровода выполняется для найденного значения внутреннего диаметра D_вн. Результатом гидравлического расчёта является определение потерь напора в трубопроводе.

При перекачке нефти по магистральному нефтепроводу напор, развиваемый насосами перекачивающих станций, расходуется на трение h_τ (с учётом 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

(2.17)

Где Q_c=Q/3600 – расчётная производительность перекачки, м³/с; D_вн – внутренний диаметр, м.

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

(2.18)

либо по обобщённой формуле Лейбензона

(2.19)

где L_р – расчётная длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных точек), ν – расчётная кинематическая вязкость нефти, м/с²; λ – коэффициент гидравлического сопротивления; - коэффициенты обобщённой формулы Лейбензона.

Значения зависят от режима течения жидкости и шероховатости внутренней поверхности трубы. Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса

(2.20)

При значениях Re<2320 наблюдается 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 определяют по формулам:

(2.21)

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

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

Расчёт коэффициентов и выполняется по формулам, приведённым в таблице 2.4.

Таблица 2.4