ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЬ 2 часть

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

11

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

12

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

13

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

При работе насоса на один или несколько последовательно соеди- ненных трубопроводов требуемая подача насоса Qн= Qр принимается рав- ной заданной пропускной способности такого трубопровода. При работе насоса на несколько параллельно соединенных и одновременно работаю- щих трубопроводов требуемая подача насоса принимается равной сумме пропускных способностей этих трубопроводов. Если параллельно соеди- ненные трубопроводы работают не одновременно, то, как правило, уста- навливают несколько параллельно работающих насосов. После определе- ния подачи насоса Qн = Qр определяют необходимый напор насоса Нн = Нс по следующему уравнению.

где hτвс. , hτн – потери напора во всасывающем и нагнетательном трубо-

проводах при известной подаче;

hм – суммарные потери на местное сопротивление;

z – расчетная разность геодезических отметок трассы трубопровода; Pнач – минимальное давление в начале трубопровода, Па;

Pкон – максимальное давление в конце трубопровода, Па;

ρ – плотность нефтепродукта при температуре перекачки, кг/м3 .

По известным Qн и Нн по каталогу подбирают насос. В большинстве случаев предпочтение отдают центробежным насосам (для светлых нефте- продуктов).

Насос подбирают по условию, что его номинальная подача и напор не ниже требуемых значений по условиям перекачки. Поскольку требуе- мые и фактические значения подачи и напора в большинстве случаев не совпадают, то для определения фактических значений подачи Qр и напора Нр, а также для определения рабочего диапазона подач (по максимальному кпд) строят совмещенную характеристику Q – Н насоса и трубопровода. При этом характеристику насоса берут из каталога или из его технического описания, а характеристику трубопровода строят по формуле (8.1) при раз- личных значениях пропускной способности Q в диапазоне 0 ≤ Q ≤ Qmax.

При правильном выборе насоса фактическое значение кпд должно быть близким к его максимальному значению, а рабочий диапазон подач находится в зоне наибольших значений кпд.

Характеристики центробежных насосов в каталоге или в техниче- ском паспорте обычно даются в расчете на перекачку воды.

14

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

При вязкости перекачиваемого нефтепродукта свыше 0,5Сст «водя- ные» характеристики центробежного насоса следует пересчитать на пере- качиваемый нефтепродукт с помощью поправочных коэффициентов по со- отношениям

удельной энергии жидкости на входе в насос над давлением насыщенных паров, обеспечивающих нормальную работу насоса.

Кавитационный запас насоса ∆h определяется по каталогу или из со- отношения

где рв – давление во всасывающем патрубке насоса, Па;

рs – давление насыщенных паров нефтепродукта при температуре перекачки, Па;

ν – скорость потока во входном патрубке насоса, м/с.

15

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Допускаемый кавитационный запас определяют по результатам ис- пытаний в зависимости от величины критического кавитационного запаса ∆hкр по формуле

При этом ∆hкр. соответствует падению напора на 2 % на кавитацион- ной характеристике насоса.

На гидравлической характеристике насоса обычно приводят график ∆hкр (Q) и ∆hдоп (Q). Отрицательные значения Нs указывают на необходимость обеспечить на входе в насос подпор, численно равный этой величине.

Нефтебазы обычно имеют сложную систему трубопроводов, и один или несколько насосов могут одновременно обслуживать несколько тру- бопроводов и резервуаров.

Поршневые насосы применяют обычно при перекачке газожидкост- ных смесей или очень вязких нефтепродуктов.

Поршневые насосы подбирают таким образом, чтобы требуемая по- дача как можно меньше отличалась от номинальной, а требуемый напор был ближе к максимальному по условиям прочности насоса.

Подбирают двигатели для привода насосов по требуемой мощности следующим образом. Необходимая мощность на валу центробежного насо- са Nн определяется по характеристике Q – N насоса при максимально воз- можном значении подачи по условиям перекачки. Мощность приводного электродвигателя NД при этом подсчитывают по формуле

где ηПЕР − кпд передачи от вала электродвигателя к валу насоса (для эла-

NД=50 – 350 кВт k=1,15; NД> 350 кВт k=1,10).

Если номинальная частота вращения электродвигателя будет отли- чаться от номинальной частоты вращения центробежного насоса, то подача, напор и потребляемая мощность изменяются в соответствии с формулами

Q2 = Q1 × n2 ; n1

16

Фундаменты под центробежные насосы и электродвигатели рассчи- тываются на резонанс колебательных движений агрегата и основания.

Если ротор электродвигателя и рабочее колесо центробежного насо- са были бы абсолютно уравновешены, то никаких возмущающих колеба- ний они бы не создавали. Но достигнуть совпадения центра тяжести вра- щающихся масс с осью вращения вряд ли возможно. Обычно имеется экс- центриситет вращающихся масс е, вследствие которого появляется не- уравновешенная центробежная сила

электродвигателя.

Под действием этой силы могут создаваться колебания фундамента. Если частота колебаний фундамента совпадает с частотой колебаний насо- са, получается резонанс, т.е. колебания могут увеличиться до размеров, опасных для прочности насоса, электродвигателя и фундамента,

В практике эксплуатации центробежных насосных агрегатов возни- кают сравнительно небольшие вибрации массивных фундаментов, на ко- торых устанавливают эти агрегаты. Это объясняется относительно высо- кой степенью уравновешенности таких агрегатов и значительной разницей между низшими частотами собственных колебаний фундаментов и часто- тами возмущающихся сил.

Расчет фундаментов под насосные агрегаты и приводы к ним вклю-

чает:

1) определение амплитуд колебаний фундаментов А или отдельных их элементов;

17

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

2)проверку среднего статического давления на грунт рср для фунда- ментов на естественном основании и несущей способности основания для свайных фундаментов;

3)расчет прочности элементов конструкций фундаментов. Амплитуды колебаний фундамента должны удовлетворять условию

А ≤ АД,

где А – наибольшая амплитуда колебаний фундамента; АД – максимальная предельно допустимая амплитуда колебаний фун-

дамента (для центробежных насосов и приводов к ним при частоте враще-

ния вала n= 1000 – 750 об/мин АД= 0,1 мм, а при n = 750 – 500 об/мин

АД = 0,15 мм; для поршневых насосов с кривошипно-шатунными механизмами при n> 600 об/мин АД = 0,1 мм, при п = 600 – 400 об/мин АД = 0,1 – 0,15, при n = 400 – 200 об/мин АД = 0,15 – 0,25 мм и при п<200 об/мин АД= = 0,25 мм);

где A0 – амплитуда свободных или вынужденных вертикальных (гори- зонтальных) колебаний фундамента, определяемая в соответствии с СНиП II-19-79;

где r – расстояние от рассматриваемой точки грунта до оси фундамента; Fф – площадь подошвы фундамента.

При групповой установке j однотипных насосов на общем фунда- менте значения амплитуд колебаний фундамента.

J

A= k × ∑ AI2 , (8.12)

I =1

где k – коэффициент, принимаемый для насосов с синхронными двига- телями, равным 1,5; для насосов с асинхронными двигателями – 0,7;

Ai – амплитуда колебаний фундамента при работе i-го насоса. Среднее статическое давление на основании фундамента должно

удовлетворять условию

18

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

где m0 и m1 – коэффициенты условий работы соответственно фундамента и грунтов основания;

R – расчетное давление на основание, определяемое в соответствии с

где n1 и n2 – коэффициенты соответственно перегрузки и динамичности, принимаемые по табл. 8.5;

Рн – нормативное значение динамической нагрузки (вертикальной РН.В. и горизонтальной РН.Г.), соответствующее нормальному эксплуатаци- онному режиму работы. Для центробежных насосов

где Gi – вес каждого ротора насоса.

Для фундаментов центробежных насосов с частотой вращения вала ротора больше 1000 об/мин колебания не рассчитывают.

Примечание: Для мелких и пылеватых водонасыщенных песков и глинистых грунтов текучей консистенции, а также для всех остальных видов и состояний грунтов m1=1,0

Фундаменты под насосы следует проектировать бетонными или же- лезобетонными, монолитными и сборно-монолитными из бетона марки не ниже М 150. При соответствующем обосновании можно применять сбор- ные фундаменты из бетонов марки не ниже М 100.

19

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Фундаменты в плане делают на 100 – 150 мм шире и длиннее плиты насоса и несколько приподнимают над полом. Если учитывать, что малые насосы будут заменяться большими, то размеры фундамента следует рас- считывать по большим насосам.

Фундаментные болты закладывают в приготовленные для них гнезда и заливают цементным раствором.

На фундаменты под насосные агрегаты не рекомендуется опирать и жестко связывать с ними части сооружения и конструкции, которые могут передавать вибрации основным элементам здания (стенам, колоннам, пе- рекрытиям) насосной станции.

Если невозможно выполнить это требование (например, для внут- ренней перегородки в насосной станции), то для уменьшения вибрации между фундаментом насосов и опираемой конструкцией устанавливают упругие прокладки (резину, войлок и др.).

Во избежание разрушения бетонной поверхности фундамента от вредных действий нефтяных масел необходимо покрывать их слоем шту- катурки с 5 %-ным раствором стекла и цемента.

5. Технологические схемы трубопроводов

Технологическая схема представляет собой безмасштабную схему трубопроводных коммуникаций (с оборудованием), при помощи которых обеспечивается весь комплекс операций по приему, отпуску и внутрибазо- вым перекачкам нефтепродуктов (рис. 8.2, 8.3).

Для составления технологической схемы необходимо иметь: данные по грузообороту объекта с разбивкой по отдельным группам продуктов и одновременность проведения технологических операций, а также перспек- тивы развития объектов.

Для нефтебаз технологическая схема должна обеспечить внутриба- зовую перекачку из резервуара в резервуар любым насосом в пределах оп- ределенной группы нефтепродуктов с сохранением их качества и количе- ства и предусматривать возможность перекачки по одному трубопроводу нефтепродуктов одной группы, близких по своим физико-химическим свойствам.

Технологическая схема называется двухпроводной, когда к каждому резервуару подсоединено два трубопровода, позволяющих производить одновременно закачку и выкачку нефтепродуктов, зачистку и удаление осадка из резервуара и др.

20