С |
|
Р сунок 21. С стема охлаждения подшипников перекачивающих агрегатов |
|
охлажденияС стема |
уплотнений и подшипников (рис. 21). |
Охлажден е уплотнений и подшипников основных насосов 1, |
|
промежуточного вала 2, |
маслоохладителя б, воздухоохладителя |
4 по линиибА7. Расход охлаждающей воды выбирают таким образом, чтобы ее температура не превышала 30 — 40 оС, так как при 45 оС
электродвигателя 3 осуществляется посредством теплообменников, в
которых циркулирует холодная вода. Эта вода подается из градирни 4
водяными насосами 5 по нагнетательно - распределительной линии 8.
Отработавшая нагретая вода возвращается для охлаждения в градирню
начинается интенсивное выпадение солей, сужающих поперечное сечение каналов теплообменника и ухудшающих теплообмен. Повышенные требования предъявляются также к жесткости воды и
наличию в ней механических примесей (последних не должно быть |
||
более 25 мг/л). |
Д |
|
И |
||
|
||
1.4. Система сбора утечек от торцевых уплотнений
Утечки нефти могут происходить через концевые уплотнения вала насоса, однако их значение незначительно, а при использовании надежных торцевых уплотнений они сведены практически к нулю. Основные утечки происходят через систему разгрузки торцевых уплотнений насоса, поэтому для их сбора и возврата предусмотрена специальная система (рис. 22). Утечки из линии разгрузки 2 насоса I поступают самотеком на прием подпорных насосов или в резервуар утечек 5. Периодически нефть из резервуара утечек закачивают насосами 4 в линию всасывания 3 основных насосов.
25
С |
Рисунок 22. Система сбора утечек |
|
|
1.5. С стема средств контроля и защиты насосного агрегата |
|
бА |
|
Для обеспечен я надежной и безопасной эксплуатации основного и |
|
вспомогательного о орудования нефтеперекачивающие станции имеют |
|
иразветвленную с стему средств контроля работы, сигнализации и |
|
блок ровки как отдельных перекачивающих агрегатов, так и станции в |
|
целом [2]. |
|
На рис. 23 представлена схема расположения точек измерения и |
|
автоматической защиты основного насосного агрегата. |
|
|
Д |
|
И |
Рисунок 23. Схема расположения точек измерения и автоматической защиты основного насосного агрегата
26
Подача масла контролируется электроконтактным манометром 10, контакты которого включены в пусковые цепи электродвигателя, что препятствует его включению при отсутствии давления в линии смазки. Кроме того, падение давления в маслосистеме также вызывает остановку электродвигателя.
Тепловая защита корпуса 6 насоса предотвращает его длительную работу "закрытую задвижку", а контроль за входящим и выходящим из электродвигателя воздухом защищает обмотку статора от перегрева |в летнее время) образования конденсата (зимой).
Эксплуатац я электродвигателей, продуваемых воздухом при избыточном давлен и, во взрывоопасных помещениях требует
контроля. |
гнал затор 9 выдает разрешение на включение в работу |
С |
|
агрегата. Гермет чность торцевого уплотнения контролирует датчик I, |
|
который обеспеч вает защиту в случае резкого увеличения утечек. |
|
ю |
о орудования в процессе его работы регистрирует |
виброс гнал затор 5, который отключает агрегат при критических |
|
уровнях в |
. Визуальный контроль за давлением всасывания и |
Вибрац |
|
нагнетан я насосов осуществляют с помощью манометров 3 и 4, причем |
|
применяют как механические, так и электроконтактные манометры. |
|
Счетчик 8 числа часов ра оты агрегата служит для равномерной |
|
загрузкибрацагрегата, что спосо ствует увеличению межремонтных сроков. |
|
Давление в линии разгрузки контролируют с помощью манометра 2, а |
|
нагрузку электродвигателя фиксируют амперметром 7 [1, 4]. |
|
Система подготовки и подачи сжатого воздуха предназначена для |
|
питания пневмоприводовА, контрольно-измерительных приборов и |
|
автоматики. Поскольку для нормальной работы этих устройств |
|
необходим воздух определенной кондиции, наружный воздух |
|
предварительно очищается фильтрами, охлаждается в теплообменнике |
|
водой и осушается на специальной установке. |
|
|
Д |
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВАИНАСОСНЫХ СТАНЦИЙ
НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДА
Исходными данными для расчета нефтепродуктопровода являются данные о годовом объеме и свойствах нефтепродуктов, предназначенных к транспорту, дальности перекачки, допустимых концентрациях нефтепродуктов друг в друге, а также профиль трассы.
При гидравлическом расчете нефтепродуктопроводов сохраняется то же правило, что и при расчете нефте- и газопроводов, он выполняется для наиболее неблагоприятных условий.
Расчет выполняется в следующей последовательности:
27
Определяется средневзвешенная температура грунта вдоль трассы нефтепровода
Т = ∑ (1)
где ТOi - температура грунта на глубине заложения нефтепровода для участка длиной li.
Вычисляются параметры перекачиваемой нефти (нефтепродукта) при расчетной температуре.
Определен е плотности нефтепродукта
(2)
С |
|
|
|
3 |
|
|
|||
|
где ε – |
температурная поправка, кг/(м *К) Т – температура |
|||||||
|
|
= |
+ |
(293 − Τ)[кг⁄м ] |
|
||||
|
нефтепродукта, К. |
|
|
|
|
|
|
||
|
Табл ца 1. Средн е температурные поправки плотности и коэффициент объемного |
||||||||
|
расш рен я |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|||
|
Плотность, |
|
Температурная |
Коэффициент |
Плотность, |
Температурная |
Коэффициент |
||
|
кг/м3 |
|
поправка |
о ъемного |
кг/м3 |
поправка |
объемного |
||
|
|
|
ε, кг/(м3*К) |
расширения β, |
|
ε, кг/(м3*К) |
расширения β, |
||
|
|
|
|
1/К |
|
|
|
|
1/К |
|
710-719 |
|
0,884 |
0,001227 |
|
900-909 |
0,638 |
0.000699 |
|
|
720-729 |
|
0.870 |
0,001193 |
|
910-919 |
0,620 |
0,000677 |
|
|
730-739 |
|
0,857 |
0,001160 |
|
920-929 |
0,607 |
0.000656 |
|
|
740-749 |
|
0,844 |
0,001128 |
|
930-939 |
0,594 |
0.000635 |
|
|
750-759 |
|
0,831 |
0.001098 |
|
940-949 |
0.581 |
0,003615 |
|
|
760-769 |
|
0,818 |
0,001068 |
|
950-959 |
0,567 |
0.000594 |
|
|
770-779 |
|
0,805 |
0,001039 |
|
960-969 |
0,554 |
0,000574 |
|
|
780-789 |
|
0,792 |
0,001010 |
|
970-979 |
0,541 |
0.000555 |
|
|
|
бА |
|
||||||
790-799 |
|
0,778 |
0,000981 |
|
980-989 |
0,528 |
0,030536 |
||
|
800-809 |
|
0,765 |
0,000952 |
|
990-999 |
0.515 |
0,000518 |
|
|
810-819 |
|
0,752 |
0,000924 |
|
1000-1039 |
0,502 |
0,000499 |
|
|
820-829 |
|
0,738 |
0,000896 |
|
1010-1019 |
0.489 |
0,000482 |
|
|
830-839 |
|
0,725 |
0.000868 |
|
1020-1029 |
0,476 |
0.000464 |
|
|
840-849 |
|
0,712 |
0,000841 |
|
1030-1039 |
0,463 |
0,000447 |
|
|
850-859 |
|
0.699 |
0.000818 |
|
1040-1049 |
0,450 |
0.00W31 |
|
|
|
|
|
|
|
Д |
|||
860-869 |
|
0,686 |
0,030793 |
|
1050-1059 |
0,437 |
0,000414 |
||
|
870-879 |
|
0,673 |
0,000769 |
|
1060-1069 |
0,424 |
0,030398 |
|
|
880-889 |
|
0,660 |
0,000746 |
|
1070-1079 |
0,411 |
0,000382 |
|
Вязкость нефтепродукта - одна из наиболееИважных характеристик, так как от нее в значительной степени зависит гидравлическое сопротивление трубопроводов. Вязкость существенно меняется с изменением температуры. В технических расчетах чаще всего используют кинематическую вязкость v. При этом рекомендуется применять лабораторные данные, полученные для возможного диапазона изменения рабочих температур. Если лабораторных данных недостаточно, можно воспользоваться одной из расчетных зависимостей.
28
Формула Рейнольдса - Филонова
= exp [− ( − )] |
(3) |
где u - коэффициент крутизны вискограммы, 1/К; v* - кинематическая |
|
|
С |
|
|
вязкость при известной (произвольной) температуре Т*. |
|
|
Величина u находится следующим образом |
|
|
|
= |
(4) |
Достаточная точность зависимости (3) во всем рабочем диапазоне температур обеспеч вается при выполнении неравенства Т2 < Т < Т1.
При зменен ра очих давлений в области до 10 МПа плотность,
свойства,бАпоэтому для определения их кинематической вязкости приведенная зависимость непригодна. Но так как в большинстве случаев рабочие диапазоны температур принимаются значительно выше температур застывания, то нефтепродукты в этих условиях ведут себя как ньютоновские жидкости иДпоэтому применение вышеприведенной зависимости правомерно [5, 6].
теплоемкость, коэффициент теплопроводности и кинематическая
вязкость |
нефтепродуктов меняются несущественно, поэтому при |
|
этирасчетах его вл ян е на |
параметры не учитывается. |
|
При |
температурах, |
лизких к температурам застывания, |
высокопарафинистые нефтепродукты проявляют неньютоновские |
||
При технологических операциях условия теплообмена с окружающей средой меняются. Так, температура среды (грунта, воздуха), окружающей трубопроводы, в течение года меняется. Следовательно, изменяются и теплофизическиеИхарактеристики перекачиваемого нефтепродукта, что влияет на технологические режимы работы трубопровода. Согласно нормам технологического проектирования, заданная пропускная способность трубопровода должна обеспечиваться при самых неблагоприятных условиях, т.е. при наименьшей температуре окружающей среды. При гидравлическом и тепловом расчетах трубопровода оперируют среднемесячными многолетними данными по температурам грунта и воздуха. Эти данные принимаются по климатологическим справочникам или по запросам метеостанций районов прохождения трассы трубопровода.
Расчетная часовая пропускная способность нефтепродуктопровода определяется как сумма объемных расходов каждого из нефтепродуктов:
29
час = |
|
∑ |
год |
[м ⁄ч] , |
(5) |
|
где |
|
- годовой план перекачиваемого i-го нефтепродукта; |
- |
|||
плотность нефтепродукта; S – число последовательно перекачивающих |
||||||
|
год |
|
|
|
|
|
нефтепроводов. |
|
|
|
|
||
|
Находятся секундный расход Q(м3/с) и средняя скорость v (м/с) |
|
||||
нефти (нефтепродукта) в трубопроводе |
|
|||||
С |
= |
ч/3600 |
(6) |
|||
= |
|
, |
(7) |
|||
|
||||||
где d- внутренн й диаметр |
|
, м. |
||
напора на трение h в трубе круглого сечения определяют по |
||||
формуле |
|
|
|
|
Потери |
|
|
|
(8) |
|
|
|
|
|
где λ - коэффициент гидравлического сопротивления, L - длина |
||||
|
= |
|
|
|
трубопровода, м. |
|
||
трубы |
|
||
Режим движения потока в трубопроводе характеризуется числом |
|||
Рейнольдса |
А= = |
|
|
|
|
(9) |
|
При ламинарном режиме течения, т.е. при Re < 2320, коэффициент |
|||
гидравлического сопротивления определяют по формуле Стокса |
|
||
|
Д |
(10) |
|
|
= 64/ |
|
|
При турбулентном режиме течения различают три зоны трения: гидравлически гладких труб (λ зависит только от Re), смешанного
трения (λ зависит от Re и относительной шероховатости труб ε), |
|
И |
|
квадратичного трения (λ зависит только от ε). Границами этих зон |
|
являются переходные числа Рейнольдса |
|
Re1 = 10 / е; Re2 =500 / ε |
(11) |
где ε = KЭ / d- относительная шероховатость труб, выраженная через эквивалентную шероховатость КЭ, (табл. 2) и диаметр.
30
Условия существования различных зон трения таковы: - гидравлически гладкие трубы
2320 < Re < Re1;
|
- зона смешанного трения (переходная зона) |
|
|
|
|
|
|||||
С |
|
|
Re1 < Re < Re2 |
|
|
|
|
|
|||
|
-зона квадрат |
чного трения |
|
|
|
|
|
|
|||
гидравл |
= 0,3164/ . |
|
(12) |
||||||||
|
|
|
|
|
Re > Re2. |
|
|
|
|
|
|
|
Для |
зоны |
гидравлически |
гладких |
труб |
коэффициент |
|||||
|
|
ческого сопротивления определяют по формуле Блазиуса |
|||||||||
|
Для зоны смешанного трения λ рекомендуется вычислять по формуле |
||||||||||
|
Альтшуля |
|
|
|
, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(13) |
||||
|
Таблица 2. Эквивалентная |
шероховатость труб |
|
|
|
|
|
||||
|
|
= 0,11 |
+ |
|
|
КЭ |
|
||||
|
Вид трубы |
|
|
Состояние трубы |
|
|
|
||||
|
бА |
|
0,01…0,02 |
|
|
||||||
|
Бесшовные стальные Новые, чистые |
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
0,014 |
|
|
|
|
Стальные сварные |
После нескольких лет эксплуатации |
0,15…0,3 |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
0,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Новые, чистые |
|
0,03…0,12 |
|
|
||
|
|
|
Д0,07 |
|
|||||||
|
|
|
С незначительной коррозией, после |
||||||||
|
Стальные сварные |
|
|
очистки |
|
0,1…0,2 |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
0,15 |
|
|
|
|
|
|
|
С большими отложениями |
|
|
2…4 |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
шероховатости |
|
||
|
Примечание. В знаменателе указаны средние значенияИэквивалентной 3 |
|
|||||||||
На линейной части трубопровода имеются местные сопротивления - задвижки, повороты, сужения и т.п.
Для магистральных трубопроводов потери напора на местные сопротивления незначительны, их принимают равными 2% от потерь на трение [5, 6, 7].
31
Кроме того, в конце трубопровода должен поддерживаться остаточный напор Hкп, необходимый для закачки нефти в резервуары.
В соответствии с «Нормами проектирования» магистральные нефтепроводы протяженностью более 600 км делятся на эксплуатационные участки, длиной от 400 до 600 км [6, 9].
оответственно их число составляет |
|
nэ = L/(400...600), |
(14) |
где L, - геометр ческая длина трубопровода (включая самотечные
), м.
На станц ях, расположенных на границе эксплуатационных |
||
С |
мость резервуарного парка должна составлять 0,3...0,5 |
|
участков, вмест |
||
суточной пропускной спосо ности трубопровода. |
|
|
Так м |
, полные потери напора в трубопроводе |
|
участки= 1.02 +Δ + э кп |
(15) |
|
где Δz - разность геодезических отметок конца z2 |
и начала z1 |
|
трубопровода, м; h – потери напора на трение, м; NЭ – число |
||
эксплуатационных участков, N – остаточный напор, м. |
|
|
образомкп |
|
|
По известному часовому расходу подбираются основные и подпорные насосы, таким образом, чтобы Qчас была максимально близка
центробежные насосы Их характеристики приводятся в специальных каталогах. Они представляет собой зависимость напора (Н), потребляемой мощности (N), кпд. (η) и допустимого кавитационного
к их номинальной подаче, удовлетворяя условию |
|
А |
|
0.8 ном < час < 1.2 ном |
(16) |
Для перекачки нефти и нефтепродуктов, в основном, используются |
|
Д |
|
И |
|
запаса (Δhдоп) от подачи (Q) насоса.
Учитывая, что возможность пользоваться каталогами
центробежных насосов имеется не всегда, удобно представлять их характеристики в аналитическом виде
= + − , |
(17) |
где H - напор, H0, a, b – эмпирические коэффициенты, Q – подача насоса.
32
Спиральные насосы типа НМ – центробежные горизонтальные с двусторонним подводом жидкости к рабочему колесу и двухзавитковым спиральным отводом жидкости от рабочего колеса.
Входной и напорный патрубки насоса направлены в противоположные стороны и присоединяются к технологическим трубопроводам сваркой.
СКорпуса насосов рассчитаны на предельное рабочее давление 7.4 МПа, а концевые уплотнения ротора - механические, торцового типа - на давлен е 4.9 МПа.
Техн ческая характеристика магистральных насосов и справочные
применяютсяданные по н м пр ведены в приложении 1, 2.
Для передачи вращения от ротора электродвигателя к насосу
зу чатые муфты.
целью повышения экономичности работы насосов в условиях длительной эксплуатации на пониженных подачах в насосах НМ 2500230, НМ 3600-230, ИМ 5000-210, ИМ 7000-210 и ИМ 10000-210
сменные роторы с рабочими колесами на подачу 0,5 и 0,7 от ном нальной. Насос НМ 1250-260 комплектуется одним сменным ротором на подачу 0.7 от номинальной, а область применения насоса НМ 10000-210 расширена за счет применения сменного ротора на
подачу 1,25 от номинальной [3].
В качестве привода насосов используются электродвигатели
взрывозащищенного исполнения серий СТД11 (синхронный |
||
СТД |
|
|
продуваемый с замкнутым циклом вентиляции), 2АРМП (синхронный |
||
продуваемыйбАс разомкнутым циклом |
вентиляции) |
и |
2АЗМВ1(асинхронный во взрывонепроницаемой оболочке). По согласованию с заказчиком насосы могут быть поставлены с
синхронными |
электродвигателями |
серии |
обычного |
общепромышленного назначения (без |
И |
||
продувки). |
В этом случае их |
||
устанавливают в отдельном от насосного зала помещении, защищенном от проникновения паров нефти и нефтепродуктов.
Нефтяные подпорные вертикальные насосы типа HПB.
Подпорные вертикальные насосы типа HПB - центробежные вертикальные одноступенчатые.
Насосы расположены в вертикальном колодце. Входной и выходной патрубки насоса направлены в противоположные стороны, расположены горизонтально Входной патрубок присоединяется к технологическим трубопроводам сваркой, а напорный - с помощью фланцев [3].
33
Рабочее колесо двустороннего входа Насосы укомплектованы
электродвигателем |
взрывозащищенного |
исполнения |
серии ВАОВ |
(вертикальный асинхронный обдуваемый). Роторы насоса и |
|||
электродвигателя соединены втулочно-пальцевой муфтой. |
|||
Техническая характеристика насосов и справочные данные по ним |
|||
приведены в приложении 3. |
|
|
|
С |
(16) выполняется для |
двух типов |
насосов, то |
Если условие |
|||
дальнейшие расчеты выполняются для каждого из них. Например, при Q, - 5800 м3/ч для дальнейших расчетов по вариантам принимаются насосы т пов НМ 5000 - 210 и НМ 7000 - 210. Аналогично подбираются подпорные насосы.
Рассч тывается рабочее давление на выходе головной насосной станц
бА |
|
|
иР = р ( мн мн +Н ) |
2 |
(18) |
где g- ускорен е сво одного падения, g = 9.81 м/с ; mмн – число
последовательно включенных магистральных насосов (обычно mмн =3); hмн, Н2 - напоры соответственно магистрального и подпорного насоса при расчетной производительности Qч.
Найденная величина Р должна быть меньше допустимого давления
Рд, определяемого из условия прочности запорной арматуры. Если |
||
условие |
Д |
|
|
Р ≤ Рд |
(19) |
не выполняется, то необходимо либо уменьшить число магистральных насосов, либо воспользоваться сменными роторамиИменьшего диаметра.
Станции, расположенные на границах эксплуатационных участков, являются как бы головными для своих участков [6]. Поэтому на них устанавливаются подпорные насосы, развивающие суммарный напор nэ * Н2. Следовательно, суммарный напор, развиваемый насосными станциями нефтепровода, складывается из напора, развиваемого всеми подпорными насосами «головных» насосных станций Nэ * Н2 и
суммарного напора n станций, т.е. |
|
= э + ст , |
(20) |
где Нст - расчетный напор одной станции |
|
34
ст = мн мн |
(21) |
В магистральном трубопроводе устанавливается такой расход Q, при котором суммарный развиваемый напор, равен полным потерям
напора в трубопроводе. |
|
|
|
|
|
|
|
||
С |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
оответственно, уравнение баланса напоров имеет вид |
|
|
|||||||
|
э |
+ |
ст = 1,02 |
+Δ + |
э |
кп |
|
(22) |
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
||
Из формулы (22) следует, что расчетное число насосных станций равно |
|||||||||
|
|
1.02 |
+Δ + |
э( |
кп) |
− |
э |
|
|
|
= |
|
ст |
|
= |
|
ст |
|
(23) |
Расчетное ч сло насосных станций, как правило, получается |
|||||||||
дробным. Оно может |
ыть округлено как в сторону большего, |
так и в |
|||||||
сторону меньшего ч сла станций. |
|
|
|
|
|
|
|||
Если заказчика устраивает, что фактическая производительность |
|||||||||
нефтепровода |
отличается |
от |
проектной, |
то |
принимается |
||||
соответствующий вариант. При округлении числа станций в большую |
|||||||||
сторону требуемая производительность трубопровода достигается при |
|||||||||
его работе на переменных режимах [6]. |
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
Д |
|
|||||
Строится совмещённая характеристика насосных станций и |
|||||||||
трубопроводабА(рис.24) при работе на каждом из нефтепродуктов. По |
|||||||||
совмещеннойхарактеристикеопределяютсоответствующиерабочимточкам |
|||||||||
производительностиперекачкикаждогоизнефтепродуктов[6,9,10]. |
|
||||||||
|
|
|
|
|
И |
||||
Рисунок 24. Совмещенная характеристика нефтепровода и перекачивающих станций:
1 – характеристика трубопровода; 2 – характеристика перекачивающих станций
35