Кавитация

При эксплуатации лопастных насосов, имеющих давление во всасывающем патрубке ниже атмосферного, возникает опасность кавитации. Кавитацией называются условия внутри турбомашины, при которых вследствие местного падения давления образуются пузырьки или каверны, заполненные парами жидкости и нарушающие условия всасывания и перекачки. При этом наблюдаются вибрации насоса и его разрушение. Вследствие этого приходится рассчитывать условия работы насоса без кавитации.

Примеры расчета центробежных насосов

Расчет центробежных и поршневых насосов выполняют в следующей последовательности.

1. Подбор исходных данных для выполнения расчета.

Эти данные принимаются из задания на проектирование, литературных источников и т.п. Указываются: назначение насоса, производительность по сырью, его свойства – плотность, вязкость, температура, длина трубопровода, наличие на нем задвижек, отводов, сужений и расширений, давления на приеме и в аппаратуре, в которую подается нефтепродукт и т.п.

2. Определение диаметра трубопроводов.

3. Расчет потерь на трение и местные сопротивления.

4. Расчет мощности привода двигателя.

5. Выбор насоса.

6. Определение предельной высоты всасывания.

6. Пример 1

Сырьевой центробежный насос нормального ряда предназначен для закачки при температуре 35^оС сырой коробковской нефти волгоградской области из резервуара на блок ЭЛОУ.

Производительность установки 3 млн. т /год. G_н = 357 100 кг/ч. Нефть имеет плотность ²⁰ = 848 кг/м³, вязкости кинематические ₂₀ = 13,38 и ₅₀ = 5,18 мм²/с. 2.

Давление в аппарате, из которого забирается нефть: р₁ = 101 000 Па; давление в аппарате, в который осуществляется перекачка: р₂ = 800 000 Па; длина всасывающего трубопровода: l_вс= 150 м; длина нагнетательного трубопровода: l_н = 250 м; геометрическая высота подъема нефти: Н_г = 2 м. На трубопроводах имеется 2 задвижки и 4 угловых поворота на 90^оС.

Решение. Определим внутренний диаметр трубопровода по формуле:

d = , (9)

где w – скорость движения нефти в трубопроводе; Q – объемный расход: Q = G_н/³⁵. (10)

Скорости потоков в трубопроводах изменяется от 0,3 до 3 м/с в зависимости от свойств потока (табл. П11, П20). Примем w = 1,5 м/с. ³⁵ - плотность нефти при 35^оС. Зависимость плотности (в г/см³ ) нефти и ее узких фракций от температуры выражается уравнением:

ρ^t = ρ²⁰ - α (t-20), (11)

где ρ^t и ρ²⁰- соответственно плотности при искомой температуре t и 20ºС, г/см³; α, кг/м³ - температурный коэффициент плотности (коэффициент объемного расширения), принимается в зависимости от плотности ρ²⁰ нефтепродукта по данным табл. П12: ³⁵ = 848 – 0,071*(35 – 20) = кг/м³.

Объемный расход: Q = 357 100/м³/ч = 0,118 м³/с.

d = = 0,3165 м. Такой трубы не существует. Принимаем для ориентировочных расчетов трубу диаметром 14", толщиной стенок 10 мм и внутренним диаметром 0,3356 м. Скорость движения в трубе составит:

w = = 1,335 м.

Определим потери напора во всасывающем и нагнетательном трубопроводах по формуле

h_н = + , (12)

где  - коэффициент трения, _мс – коэффициент местных сопротивлений в трубопроводе, l – сумма длин всасывающего и нагнетательного трубопроводов: l = 150 + 250 = 400, м, n₃ и n_п – количество задвижек и поворотов, _з и _п – местные сопротивления в задвижках и поворотах, принимаются по данным табл. П13.

Определяем критерий Рейнольдса:

Re = , (13)

где ₃₅ = 9,28 мм²/с - кинематическая вязкость нефти при температуре перекачки. Определяют эту вязкость по номограмме Семенидо (рис. П14).

Re = = 48279. Абсолютная шероховатость трубопровода е, принимается в соответствии с табл. П15 для стальных труб равной е = 0,2. Отношение d/е = 0,2/316,5 = 1582,5 и находим коэффициент трения в зависимости от d/е и Re по рисунку П16, либо по рис. П17:  = 0,0235.

Ориентировочные значения абсолютной шероховатости (е, мм) следующие: для новых стальных труб – 0,15; стальных труб после длительной эксплуатации – 0,25; чугунных труб - 1,0.

При Re  2300 независимо от шероховатости для труб круглого сечения  = 64/Re. Для гладких труб при Re = 2300 – 100 000  = 0,316Re^-0,25. Для шероховатых труб при Re  2300 рекомендуются вышеприведенные графики или формула:

, (14)

где  - гидравлическое сопротивление, - шероховатость трубы, d – внутренний диаметр трубы.

Используя найденные значения, рассчитываем потерю напора:

h_н = + (2*0,15 + 4*1*0,06)* = 2,66 м.

Находим полный напор:

Н = + Н_г + h_н = + 2 + 2,66 = 89,75 м.

Принимаем для установки насос марки НК 560/315-120, имеющий требуемый напор, равный 120 м. Учитывая, что его производительность по паспорту составляет Q_н = 315 м³/ч, рассчитываем количество насосов: n = Q/Q_н = 426,45/315 = 1,34. Принимаем для монтажа 3 насоса: 2 рабочих и один резервный.

Проведем перерасчет показателей насосов, для чего несколько увеличиваем скорость нефти в трубопроводе w = 2,0 м/c. Объемный расход: Q = м³/ч = 0,059 м³/с.

d = = 0,194 м.

Принимаем диаметр трубы 8" и толщину стенки 4 мм. Внутренний диаметр трубы d_вн = (25,4*8 – 4*2)*0,01 = 0,1952 м. Скорость движения нефти в трубе составит:

w = = 1,972 м/с.

Re = = 41480. При полученных величинах d_э/е = 9760 и Re коэффициент трения составляет  = 0,024.

Потери напора: h_н = = 9,95 м.

Находим полный напор:

Н = + Н_г + h_н = + 2 + 9,95 = 97,02 м. Учитывая возможные перегрузки напор насоса принимают на 5 – 10% выше: Н_р = Н(1 + 0,05  0,1)

Рассчитываем полезную мощность одного насоса по формуле:

N_н = , (15)

где  = 0,7 – к.п.д. насоса.

N_н = = 73,89 кВт.

Мощность каждого двигателя рассчитывается по формуле:

N_дв = N_н = 1,1*73,89 = 81,28 кВт, где  = 1,1 – коэффициент, учитывающий запас на возможные перегрузки электродвигателя, коэффициент определяется по таблице П18.