- •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
31. Подбор насосно-силового оборудования
В общем случае подбор насосов производится в несколько этапов.
I этап: выбирается тип насоса.
При этом руководствуются вязкостью жидкости: для маловязких выбираются лопастные наосы, для вязких выбираются объемные насосы.
II этап: выбирается конструктивное исполнения насоса, ориентируясь на агрессивное свойство жидкости (вода, бензин, кислота и т.д.)
III этап: подбирается конкретная марка насоса нужного типа и конструктивного исполнения. Обычно насос подбирают к трубопроводной системе, о которой практически всё известно – d и L труб. Физическая характеристика жидкости (вязкость, плотность и т.д.). Такая информация о системе практически всегда позволяет рассчитать HQ характеристику трубопровода по формуле Дарси-Вейсбаха
или Лейбензона,
в результате характеристика трубопровода оказывается известной. Конкретную марку насоса подбирают к этой характеристике. Выбирают такой насос, чтобы HQ характеристика его пересекали HQ характеристику трубопровода в точке с нужными или требуемыми от системы значениями H и Q, при этом производительность насоса: абсцисса в точке пересечения характеристики должна обязательно лежать в рабочей зоне насоса и как можно ближе к её середине. Если всем отмеченным требованиям отвечает несколько марок насоса, то из них окончательно принимают ту, у которой наиболее высокий КПД в соответствующей рабочей точке насоса.
После подбора насоса производится подбор приводящего его двигателя. К двигателям приводящим центробежных насосов предъявляются:
1. Конструктивное исполнения двигателя должно соответствовать конструктивному исполнению насоса.
2. Частота оборотов вала двигателя должна равняется или быть близка номинальным оборотом ротора насоса.
3. Мощность двигателя должна соответствовать мощности насоса.
Основное требование: требования по мощности.
Мощность приводящего электродвигателя должна определять по следующей зависимости.
NНСА=
К3 – коэффициент запаса мощности
К3 = 1,15 до 500 кВт
К3 = 1,1 более 500 кВт
- КПД двигателя
- КПД передаточного механизма
В качестве Q в соответствии с мощностной характеристикой насоса принимается максимально возможная производительность насоса. В качестве таковой, строго говоря, принимается производить соответствующей правой границе рабочей зоны.
В качестве расчетных Н и η принимаются напор и общий КПД насоса соответствующие принимаемому в расчет значению Н.
Если не удается подобрать двигатель нужного конструктивного исполнения, то подбирается любой другой двигатель, но в этом случае он обязательно размещается в отдельном от насоса помещении.
Если не удается подобрать двигатель, нужно подобрать двигатель подходящий по оборотам, при этом обороты двигателя должны быть ниже оборотов насоса несущественно.
При этом все характеристики насоса пересчитывается на обороты двигателя.
32. Определение необходимого числа насосных станций
Пренебрегая в уравнении баланса напоров и величиной получим
. (1)
По этому уравнению будем находить число станций n0.
Напор, развиваемый одной станцией (НCT), логично брать соответствующим расчетному расходу по характеристике Q — Н.
Число станций n0 обычно оказывается смешанной дробью. Его округляют до целого числа п.
Производительность нефтепровода при округленном числе станций будем называть проектной.
Если n0 округлено в большую сторону, то проектная производительность Qб будет больше расчетной Q0, и наоборот, при округлении n0 в меньшую сторону, проектный расход QM окажется меньше расчетного. Это видно из формулы (20) и из рис. 1.
Производительности QM или Qб устанавливаются в системе насосные станции — трубопровод автоматически.
Однако можно проектную производительность оставить равной расчетной. Для этого необходимо, чтобы рабочая точка на совмещенной характеристике трубопровода и насосных станций находилась на отрезке ab (рис. 1).
Рис.1. Изменение производительности при округлении числа станций
При округлении n0 в меньшую сторону характеристика трубопровода должна проходить через точку а, т. е. потеря напора в трубопроводе должна быть уменьшена на величину Оа = (n0 — п)НCT. Это может быть осуществлено прокладкой лупинга (или вставки большего диаметра).
Лупинг длиной х уменьшает гидравлическое сопротивление на . Следовательно, длина лупинга, обеспечивающая сохранение расчетной производительности при округлении числа станций в меньшую сторону, может быть найдена из равенства
.
Можно также воспользоваться (21) и уравнением
.
Результат будет такой же. Получим
.
При округлении n0 в большую сторону напор, развиваемый станциями при расчетном расходе Q0, будет больше необходимого (т. е. больше потери напора в трубопроводе) на величину Н', показанную на рис. 11 отрезком оb.
Уравнение баланса напоров при округлении n0 в большую сторону будет следующим:
.
Очевидно, что Н' = (п— n0)/Hст; Н' — величина, на которую должен быть уменьшен напор, развиваемый станциями.
Снижение напора может быть достигнуто уменьшением числа насосных агрегатов и обрезкой колес насосов.
После уменьшения числа насосных агрегатов характеристика насосных станций опустится, в результате чего разрыв между напором, развиваемым насосными станциями, и потерей напора в трубопроводе сократится.
Окончательное сбалансирование напоров можно получить обточкой колес насосов. Диаметр обточенного колеса можно найти по формуле (15).
Если после уменьшения числа насосных агрегатов характеристика насосных станций пройдет ниже точки 0, т. е. если при расходе Q напор, развиваемый насосными станциями, окажется меньше потери напора в трубопроводе, баланс напоров может быть восстановлен уменьшением крутизны характеристики трубопровода (лупинг, вставка большего диаметра).