- •Структура объектов системы нефтепроводного транспорта
- •1. Классификация магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
- •2. Состав сооружений магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
- •Физико-технические свойства нефтей и их поготовка к транспорту
- •3.Состав нефтей и их классификация
- •4. Физико-химические свойства нефтей
- •5. Подготовка нефти к транспорту
- •6. Прием-сдача нефтей определенного качества
- •Насосы для перекачки нефтЕй и нефтепродуктов
- •7. Нефтяные центробежные насосы
- •8. Принцип действия центробежного насоса
- •9. Гидравлические q-h зарактеристики центробежных насосов. Измененение насосных характеристик
- •11. Изменение насосных характеристик
- •12. Привод насоса. Выбор привода
- •13. Теоретический напор, мощность и к.П.Д центробежных насосов, коэффициент быстроходности цбн (основные рабочие параметры)
- •14. Расчет характеристик цбн в зависимости от плотности и вязкости перекачиваемой нефти
- •15. Пересчет характеристик цбн при изменении числа оборотов
- •16. Регулирование подачи цбн
- •17. Работа цбн в группе
- •18. Определение мощности насосов для перекачки нефти
- •Технологический расчет магистральных трубопроводов при стационарном режиме перекачки
- •19. Закон Паскаля
- •20. Уравнение Дарси-Вейсбаха
- •21. Уравнение Бернулли. Определение полного напора в различных сечениях трубопровода
- •22. Исходные данные для технологического расчета
- •23. Расчет параметров транспортируемых нефтей
- •24. Определение коэффициента гидравлического сопротивления внутренней поверхности трубопровода
- •25. Гидравлический уклон. Определение полных потерь давления в трубопроводе
- •26. Уравнение баланса напоров в рельефном трубопроводе
- •27. Потери напора в трубопроводе с лупингами и вставками
- •28. Определение расчетной длины нефтепровода. Перевальная точка
- •29. Характеристики трубопровода, насоса, насосной станции
- •30. Совмещенная характеристика «трубопровод-насос». Рабочая точка
- •31. Подбор насосно-силового оборудования
- •32. Определение необходимого числа насосных станций
- •33. Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода
- •34. Расчет нефтепровода при заданном положении перекачивающих станций
- •35. Расчет коротких трубопроводов
- •36. Изменение подпора перед станциями при изменении вязкости нефти
- •37. Режим работы нефтепровода при отключении нефтеперекачивающих станций
- •38. Нефтепроводы со сбросами и подкачками
- •39. Методы увеличения пропускной способности нефтепровода
- •40. Методы снижения гидравлических потерь
- •42. Регулирование режимов работы трубопроводов изменением параметров трубопроводов дросселированием, байпасированием
- •43. Соотношение диаметров трубопроводов, давления и пропускной способности
- •44. Определение экономически наивыгоднейшего диаметра трубопровода
- •Основные требования к проектированию магистральных нефтепроводов
- •45. Расстояния между трубопроводами при подземной прокладке
- •46. Требования к расстановке запорной арматуры на магистральном нефтепроводе
- •47. Нормативная методика расчета трубопроводов на прочность
- •48. Основные нагрузки и воздействия на нефтепровод
- •49. Расчет толщины стенки трубопровода
- •50. Требования к трубам и марки сталей струб, применяемых при строительстве магистральных нефтепроводов
- •51. Требования к фасонным изделиям и соединительным деталям, применяемым на магистральных нефтепроводах
- •Противокоррозионная защита нефтепроводов и резервуаров
- •52. Классификация коррозионных процессов
- •53. Основные сведения об электрических процессах на поверхности трубопровода, находящегося в почве
- •54. Защитные покрытия нефтепроводов
- •55. Электрохимическая защита нефтепроводов от коррозии
- •56. Расчет длины защищаемого участка при катодной защите мн
- •57. Методы определения состояния коррозионной защиты нефтепроводов
- •58. Противокоррозионная защита резервуаров
- •Эксплуатация линейной части магистральных нефтепроводов
- •59. Утечки нефти из трубопровода и причины их возникновения
- •60. Расчет утечек нефти через отверстия в трубопроводе
- •61. Методы обнаружения утечек нефти из трубопровода
- •62. Определение места утечки по диспетчерским данным
- •63. Истечение нефтепродукта через отверстия в трубопроводах
- •64. Расчет утечек нефтепродукта через отверстия в трубопроводе (см. П.60 Расчет утечек нефти через отверстия в трубопроводе)
- •65. Планирование и расчеты периодических очисток нефтепровода от парафина
- •66. Внеплановая очистка нефтепровода от парафина и водяных скоплений
- •Технологические расчеты нефтепроводов при нустановившихся режимах
- •67. Инерционные свойства потока нефти
- •68. Гидравлический удар в нефтепроводах. Принципы расчета гидравлического удара
- •Перекачка нефтей с аномальными свойствами
- •69. Основные способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов
- •70. Реологические свойства нефтей
- •71. Гидротранспорт вязких нефтей и нефтепродуктов
- •72. Перекачка термообработанных нефтей и нефтепродуктов
- •73. Перекачка нефтей с присадками
- •74. Перекачка предварительно подогретых нефтей и нефтепродуктов
- •75. Использование антитурбулентных присадок к нефтепродуктам для снижения потерь напора на трение
- •76. Зависимости основных параметров нефти от концентрации разбавителя
- •77. Вычисление давления насыщенных паров смеси
- •78. Вычисление гидравлических потерь при перекачке с разбавителем
- •79. Гидравлическая характеристика трубопровода при перекачке разбавленной нефти
- •Применение противотурбулентных присадок в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов
- •80. Эффект Томса
- •81.Применение противотурбулентных присадок на отечественных нефтепроводах
- •82. Технология ввода присадки в поток в трубопровод
- •83. Механизм действия малых полимерных добавок на поток в трубопроводе
- •107. Классификация нефтебаз
- •108. Номенклатура и основные эксплуатационные характеристики нефтепродуктов, с которыми оперируют нефтебазы
- •109. Физико-химические свойства нефтепродуктов
- •110. Операции, проводимые на нефтебазах
- •111. Объекты нефтебаз и их размещение
- •112. Определение объема резервуарного парка нефтебазы
- •113. Коэффициент оборачиваемости резервуаров
- •114. Резервуары нефтебаз и перекачивающих станций
- •115. Типы резервуаров и их конструкции
- •116. Оптимальные размеры вертикальных стальных резервуаров
- •117. Потери нефти и нефтепродуктов
- •118. Классификация потерь нефти и нефтепродуктов
- •119. Упрощенная теория потерь нефтепродуктов от испарения
- •120. Мероприятия по сокращению потерь от испарения
- •121. Современные средства сокращения потерь бензинов от испарения
12. Привод насоса. Выбор привода
Подбор двигателей для привода насосов проводится по мощности и частоте вращения вала насоса nн и двигателя nд на основе технических характеристик двигателей [3, 5]
;
где N – требуемая мощность двигателя, Вт; kз – коэффициент запаса, равный 1,15 для электродвигателей мощностью менее 500 кВт и 1,10 – для электродвигателей с большей мощностью; - плотность жидкости, кг/м3; д – к.п.д. двигателя; Н и - напор (в метрах ) и к.п.д. насоса, соответствующие наибольшей подаче насоса Q (м3/с) в процессе его эксплуатации.
Для подобранного двигателя nд должно равняться пн. Если это невозможно, характеристики насоса пересчитываются на новое значение пн = nд с помощью формул подобия или универсальных характеристик. Существенного расхождения между номинальным значением пн и nд быть не должно.
При подборе двигателя предпочтение следует отдавать двигателям в продуваемом исполнении.
13. Теоретический напор, мощность и к.П.Д центробежных насосов, коэффициент быстроходности цбн (основные рабочие параметры)
К основным параметрам центробежных насосов относятся величины, которые характеризуют работу насосов как гидравлических машин, а именно:
Производительность или подача;
Давление на входе и выходе насоса (напор на входе и выходе);
Полное давление, развиваемое насосом;
Полный напор, развиваемый насосом;
Коэффициент полезного действия;
Мощность;
Кавитационный запас насоса;
Критический и допустимый кавитационные запасы насоса;
Допустимая высота всасывания насоса;
Коэффициент быстроходности насоса.
Подача или производительность насоса – количество жидкости, подаваемое насосом в нагнетательный трубопровод в единицу времени. Различают производительность массовую M и объемную Q. Между собой они связаны соотношением
(1)
где плотность жидкости
Полное давление, развиваемое насосом рассчитывается по формуле:
(2)
где и - давление на входе и выходе насоса, Па; и - скорость жидкости на входе и выходе, м/с; g – ускорение свободного падения, м/с2; и - геодезические отметки манометров, которыми измеряют давления и , м.
Полный напор, развиваемый насосом, определяется при помощи формулы 2.2 и на основе известного соотношения между давлением и напором
(3)
где Н – полный напор, развиваемый насосом.
Поскольку центробежные насосы одновременно являются механизмом и гидравлической машиной, то их работа оценивается с помощью нескольких коэффициентов полезного действия: - гидравлический КПД; - объемный КПД; - механический КПД.
С помощью оцениваются потери гидравлической энергии (потери напора) в проточной части насоса. С помощью оцениваются объемные потери энергии в насосе, возникающие в результате утечек и протечек жидкости в уплотнениях. С помощью оцениваются потери энергии в узлах трения насосов (подшипниках и концевых уплотнителях).
Общий КПД насоса равен:
(4)
Применительно к насосам различают несколько видов мощности:
- полезная мощность:
Nпол= ; (5)
- мощность, потребляемая насосом:
; (6)
- мощность насосно-силового агрегата:
NНСА= , (7)
где ηдв – КПД двигателя; ηпер – КПД механической передачи между двигателем и насосом.
Кавитационный запас насоса – это избыток удельной энергии жидкости на входе в насос над удельной энергией насыщенных паров жидкости:
, (8)
где Рs – давление насыщенных паров перекачиваемой жидкости.
Критический кавитационный запас насоса – это минимальный избыток удельной энергии жидкости на входе в насос над удельной энергией насыщенных паров жидкости, при котором в насосе не возникает кавитации.
Допустимый кавитационный запас насоса:
∆hдоп = к ∙∆hкр (9)
где к – коэффициент запаса, принимаемый в размере 1,1-1,35; ∆hкр – критический кавитационный запас.
Допустимая высота всасывания насоса - это максимальная высота, на которую насос может поднять жидкость во всасывающем трубопроводе над уровнем жидкости в резервуаре откачки, при которой в насосе не будет кавитации:
, (10)
где Р0 - давление над уровнем жидкости в резервуаре откачки; hвс - потери напора во всасывающем трубопроводе.
Рассчитанное по формуле 2.10 значение HS может быть как положительным, так и отрицательным. Положительное значение свидетельствует о том, что насос в данной ситуации обладает самовсасывающей способностью и может поднять жидкость во всасывающем трубопроводе над уровнем её в резервуаре откачки, но на высоту не более рассчитанной. Отрицательное значение HS свидетельствуют об отсутствии у насоса самовсасывающей способности. Для придания насосу работоспособности в данном случае на его входе необходимо поддерживать напор не менее рассчитанного отрицательного значения Hs взятого по абсолютной величине (подпор).
Коэффициент быстроходности насоса определяется формулой:
, (11)
где n – номинальные обороты ротора, мин-1; Q и H –номинальная подача м3/с и номинальный напор, м (которые обычно определяются из маркировки насоса).
Коэффициент быстроходности насосов – это своеобразный критерий в зависимости от численного значения, которого насосы подразделяются на:
Тихоходные =40-80;
нормальной быстроходности = 80-150;
быстроходные =150-300.