Н и ПС Задание № 2-12 КВ5
.doc|
|
МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Самарский государственный технический университет» Россия, 443100, Самара, ул. Молодогвардейская, 244 Телефон: (846) 2784-311. Факс (846) 2784-400. E-mail: rector@samgtu.ru |
Кафедра «Трубопроводный транспорт»
Методические указания
к практическим работам по дисциплине
« Насосы и перекачивающие станции »
Задание № 2
Составил: доцент
В.И. Пименов
Самара
2013
Задание № 2 - 1
Пересчет кавитационных характеристик магистрального насоса с воды на нефть
Для магистральных насосов, для которых имеется паспортная кавитационная характеристика на воде, при расчете допускаемого кавитационного запаса магистрального насоса на нефти производится последовательное вычисление следующих параметров:
Значение давления насыщенных паров нефти, соответствующее текущей температуре нефти t , Па
(6.10)
Критерий тепловой кавитации, 1/м
(6.11)
Относительная скорость нефти в зоне кавитации на лопастях рабочего колеса, м/с
(6.12)
Безразмерный коэффициент температурного запаздывания КТ, характеризующий степень перегрева участвующей в парообразовании жидкости из-за неравновесных условий
(6.13)
Безразмерный комплекс Ф
(6.14)
Относительное критическое давление в зоне кавитации на лопастях рабочего колеса
(6.15)
Критическое давление в зоне кавитации
(6.16)
Критическое давление на входе в насос при перекачивании нефти, Па
(6.17)
Скорость нефти в подводящем трубопроводе в месте измерения давления на входе в насос, м/с
(6.18)
Критический кавитационный запас насоса на нефти, м
,
(6.19)
где: ψ – коэффициент, принимаемый для каждого типа насоса и ротора согласно таблице 6.2.
-
Таблица 6.2 - Коэффициенты принимаемые для каждого типа насоса
Тип насоса
Тип ротора
Q = 0,5 Qном
Q = 0,7 Qном
Q = Qном
Q = 1,25 Qном
НМ 2500-230
1,0
1,0
0,75
0,7
НМ 3600-230
1,0
1,0
0,8
0,8
НМ 7000-210
1,0
1,0
1,0
1,0
НМ 10000-210
1,0
1,0
0,85
1,04
Допускаемый кавитационный запас насоса на нефти, м
(6.20)
где R = 1,25 – коэффициент запаса согласно ГОСТ 6134.
Задача
Рассчитать допускаемый кавитационный запас магистрального насоса на нефти
Исходные данные:
Параметры нефти на входе в насос: температура t = 26 ºС; плотность ρ = 850 кг/м3; давление насыщенных паров pSR = 58 000 Па при t1 = 38 ºС
Режимные и конструктивные параметры насоса:
-
частота вращения вала насоса n = 3000 об/мин;
-
тип насоса; подача насоса Q, м3/ч; средний арифметический диаметр рабочего колеса на входе Dср, м; критический кавитационный запас насоса на воде при максимальной подаче Δhкр.в, м; внутренний диаметр подводящего трубопровода в месте измерения давления на входе в насос, d1, м – в таблице вариантов
-
Варианты
1
2
3
4
5
тип насоса
НМ 1250-260
НМ 2500-230
НМ 3600-230
НМ 7000-210
НМ 10000-210
подача насоса Q, м3/ч
1250
2500
3600
7000
10000
ср.ар. диаметр раб. колеса на входе Dср, мм
285
295
310
325
350
диаметр подводящего трубопров. d1, мм
353
512
512
610
990
крит. кавитационный запас на воде Δhкр.в, м
17,4
27,8
34,8
52,2
60,9
Варианты
6
7
8
9
10
тип насоса
НМ 1250-260
НМ 2500-230
НМ 3600-230
НМ 7000-210
НМ 10000-210
подача насоса Q, м3/ч
1565
3150
4500
8750
12500
ср.ар. диаметр раб. колеса на входе Dср, мм
295
308
315
335
360
диаметр подводящего трубопров. d1, мм
353
512
512
610
990
крит. кавитационный запас на воде Δhкр.в, м
26,1
41,7
39,1
60,9
69,6
-
Варианты
11
12
13
14
15
тип насоса
НМ 1250-260
НМ 2500-230
НМ 3600-230
НМ 7000-210
НМ 10000-210
подача насоса Q, м3/ч
900
1800
2500
5000
7000
ср.ар. диаметр раб. колеса на входе Dср, мм
275
285
300
315
340
диаметр подводящего трубопров. d1, мм
353
512
512
610
990
крит. кавитационный запас на воде Δhкр.в, м
13,9
22,6
32,2
43,5
43,5
-
Варианты
16
17
18
19
20
тип насоса
НМ 1250-260
НМ 2500-230
НМ 3600-230
НМ 7000-210
НМ 10000-210
подача насоса Q, м3/ч
1800
3300
5000
9500
13000
ср.ар. диаметр раб. колеса на входе Dср, мм
295
308
315
335
360
диаметр подводящего трубопров. d1, мм
353
512
512
610
990
крит. кавитационный запас на воде Δhкр.в, м
26,1
41,7
39,1
60,9
69,6
Задание № 2 - 2
Пересчет кавитационных характеристик с воды на нефть подпорного насоса
Допустимый кавитационный запас подпорных центробежных насосов при перекачке нефти и нефтепродуктов определяется по формуле:
, (6.21)
где: Δhдоп.В – допустимый кавитационный запас насоса на воде, определяется по паспортной характеристике при требуемой подаче насоса, м;
ΔHtкр
– термодинамическая поправка к величине
кавитационного запаса, определяемая
по графику на рисунке 6.2, в зависимости
от значения комплекса
,
м;
pS – давление насыщенных паров жидкости при заданной температуре, определяемое по формуле (6.10), Па;
(6.10)
ρ – плотность жидкости, кг/м3;
δh – изменение величины кавитационного запаса, обусловленное влиянием вязкости, м.
Изменение величины кавитационного запаса, определяется по формуле:
, (6.22)
где:wв – скорость жидкости во входном патрубке насоса, м/с;
ξ – коэффициент гидравлического сопротивления во входном патрубке насоса, находится по графику на рисунке 6.3 в зависимости от числа Рейнольдса,
Задача
Определить допустимый кавитационный запас подпорного насоса с учетом реальных свойств нефти.
Исходные данные:
Температура нефти: t = 26 oC,. Плотность нефти: ρ = 850 кг/м3. . Кинематическая вязкость нефти: ν = 12 мм2/с.
Давление насыщенных паров нефти pSR = 58000 Па при t1 = 38 ºС
Тип насоса; подача насоса Q, м3/ч; допустимый кавитационный запас насоса на воде при заданной подаче Δhдоп.в ; внутренний диаметр подводящего трубопровода , d1, м – в таблице вариантов
-
Варианты
1
2
3
4
5
тип насоса
НПВ 600-60
НПВ 1250-60
НПВ 2500-80
НПВ 3600-90
НПВ 5000-120
подача насоса Q, м3/ч
600,
1250
2500
3600
5000
диаметр подводящего трубопров. d1, мм
500
700
800
1000
1000
доп. кавитационный запас на воде Δhкр.в, м
4,0
2,2
2,8
3,2
5,0
-
Варианты
6
7
8
9
10
тип насоса
НПВ 600-60
НПВ 1250-60
НПВ 2500-80
НПВ 3600-90
НПВ 5000-120
подача насоса Q, м3/ч
700
1500
3000
4200
6000
диаметр подводящего трубопров. d1, мм
500
700
800
1000
1000
доп. кавитационный запас на воде Δhкр.в, м
4,0
2,2
2,8
3,2
5,0
-
Варианты
11
12
13
14
15
тип насоса
НПВ 600-60
НПВ 1250-60
НПВ 2500-80
НПВ 3600-90
НПВ 5000-120
подача насоса Q, м3/ч
600,
1250
2500
3600
5000
диаметр подводящего трубопров. d1, мм
500
700
800
1000
1000
доп. кавитационный запас на воде Δhкр.в, м
4,0
2,2
2,8
3,2
5,0
-
Варианты
16
17
18
19
20
тип насоса
НПВ 600-60
НПВ 1250-60
НПВ 2500-80
НПВ 3600-90
НПВ 5000-120
подача насоса Q, м3/ч
700
1500
3000
4200
6000
диаметр подводящего трубопров. d1, мм
500
700
800
1000
1000
доп. кавитационный запас на воде Δhкр.в, м
4,0
2,2
2,8
3,2
5,0
Порядок расчета
1) Определяем давление насыщенных паров нефти при заданной температуре по формуле 6.10 Зад. №2
2) Рассчитываем значение комплекса U
Рисунок 6.2 - График определения термодинамической поправки к значению допустимого кавитационного запаса насоса
3) Определяем значение термодинамической поправки для полученного значения комплекса U по рисунку 6.2
4
)
Рассчитываем скорость нефти во входном
патрубке насоса
где Q – секундный расход, м3/с; D- внутренний диаметр трубопровода; [м] . 5) Определяем число Рейнольдса на входе в насос
, (5.37)
где: – кинематическая вязкость жидкости, м2/с.
6) Определяем коэффициент гидравлического сопротивления во входном патрубке насоса при полученном числе Рейнольдса, преобразовав его в логарифм, по графику 6.3
7) Рассчитываем изменение величины кавитационного запаса по формуле 6.22
8) Определяем допустимый кавитационной запас насоса на нефти по формуле 6.21
Рисунок 6.3 - График зависимости гидравлического сопротивления от числа Рейнольдса
Задание № 2 - 3
Расчет минимального значения напора и давления на входе насоса
Напор на входе насоса (hподп) должен быть не менее величины, обеспечивающей бескавитационную работу насоса :
, (6.2)
где: hподп мин – минимальное значение напора на входе насоса, м;
p0 – абсолютное давление на поверхность жидкости (атм. давление), Па;
ρ – плотность жидкости, кг/м3;
g – ускорение силы тяжести, м/с2;
ps –давление насыщенных паров жидкости, Па;
wв – скорость жидкости на входе в насос, м/с;
Δhдоп – допустимый кавитационный запас насоса, в пересчете на нефть , м.
Минимальное значение давления на входе насоса определяется по формуле
p0 = hподп мин∙ ρ∙ g, Па;
Атмосферное давление p0 должно приниматься в зависимости от абсолютной высотной отметки насосов по формуле:
, (6.3)
где: z – абсолютная высотная отметка насосной станции над уровнем моря, м.
Значение давления насыщенных паров нефти ps, соответствующее температуре перекачиваемой нефти вычисляется по формуле:
,
(6.4)
где: pSR – давление насыщенных паров, Па при t1 = 38 oC
t – температура перекачиваемой нефти, ºС.
Задача
Определить минимального значения напора и давления на входе магистрального насоса
Исходные данные
Характеристики нефти: температура нефти: t = 26 oC, плотность нефти: ρ = 850 кг/м3, давление насыщенных паров нефти : pSR = 58000 Па при t1 = 38 ºС
Допустимый кавитационный запас на нефти Δhдоп, м – из Зад.№2-1
Абсолютная высотная отметка, Z = 170м
Тип насоса; подача насоса Q, м3/ч; ; внутренний диаметр подводящего трубопровода , d1, м; – в таблице вариантов
-
Варианты
1
2
3
4
5
тип насоса
НМ 1250-260
НМ 2500-230
НМ 3600-230
НМ 7000-210
НМ 10000-210
подача насоса Q, м3/ч
1250
2500
3600
7000
10000
диаметр подводящего трубопров. d1, мм
353
512
512
610
990
Варианты
6
7
8
9
10
тип насоса
НМ 1250-260
НМ 2500-230
НМ 3600-230
НМ 7000-210
НМ 10000-210
подача насоса Q, м3/ч
1565
3150
4500
8750
12500
диаметр подводящего трубопров. d1, мм
353
512
512
610
990
-
Варианты
11
12
13
14
15
тип насоса
НМ 1250-260
НМ 2500-230
НМ 3600-230
НМ 7000-210
НМ 10000-210
подача насоса Q, м3/ч
900
1800
2500
5000
7000
диаметр подводящего трубопров. d1, мм
353
512
512
610
990
-
Варианты
16
17
18
19
20
тип насоса
НМ 1250-260
НМ 2500-230
НМ 3600-230
НМ 7000-210
НМ 10000-210
подача насоса Q, м3/ч
1800
3300
5000
9500
13000
диаметр подводящего трубопров. d1, мм
353
512
512
610
990