Насосные агрегаты нефтеперекачивающих станций

Таблица 3.4 - Акустическая характеристика наушников ВЦНИИОТ-2

Среднегеометрические частоты полос, Гц	125	250	500	1000	2000	4000	8000
Снижение уровня звукового давления, дБА	7	11	14	22	35	47	38

При уровне звука 85 дБА применяются звукоизолирующие шлемы.

4.2.3 Электробезопасность

Защита от прямых ударов молний в наземные объекты осуществляется с помощью специальных устройств, называемых молниеотводами / /. Молниеотвод - это устройство, принимающее на себя удар молнии и отводящее ее удар в землю.. Молниезащита общего укрытия насосный агрегатов НПС «Терновка» выполнена стержневыми молниеотводами. Токоотвод выполнен из листовой стали согласно РД 34.21.122-87 / / и соединен с молниеотводом сваркой.

Меры защиты от статического электричества / /:

1. Предотвращение накопления заряда на токопроводящих частях оборудования. Осуществляется путем устройства заземлений. Если заземление выполнено только для отвода статического электричества, то сопротивление заземлений должно быть не более100 Ом / /.

2. Снижение интенсивности накопления зарядов. Осуществляется путем уменьшения скорости движения нефти по трубопроводам, налива емкости без разбрызгивания, дробления струи, под слой жидкости (дренажная система). При первоначальном заполнении емкости скорость движения жидкости составляет 0,5-0,7 м/с.

Для защиты персонала от поражения электрическим током применяется защитное заземление, защитное зануление, защитное отключение, обеспечивается недоступность электрических цепей согласно ПУЭ / /. При выполнении работ в действующих электроустановках согласно / / должен быть выполнен ряд мероприятий, направленный на обеспечение безопасности проводимых работ.

Организационные мероприятия, обеспечивающие безопасность работ в электроустановках, включают следующие пункты: оформление работ нарядом или распоряжением, допуск к работе, надзор во время работы, оформление перерывов, переводов на другое рабочее место и окончание работы. Технические мероприятия направлены на обеспечение безопасности работ в электроустановках. При подготовке рабочего места при ремонтных работах в электроустановках с частичным и полным снятием напряжения требуется выполнить в определенной последовательности следующие мероприятия:

произвести необходимые отключения и принять меры, препятствующие подаче напряжения к месту работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационой аппаратуры;

вывесить запрещающие плакаты, при необходимости установить заграждение;

проверить отсутствие напряжения на токоведущих частях, на которые должно быть наложено заземление и наложить заземление;

вывесить информационные плакаты.

При монтаже, ремонте и обслуживании электрооборудования персонал обеспечивается комплектом инструмента, основными и дополнительными защитными средствами в необходимом количестве согласно / /.

4.2.4 Защита от воздействия метеорологических условий

Снизить степень воздействия метеорологических условий позволяет применение спецодежды, спецобуви, которыми бесплатно обеспечиваются все работники нефтеперекачивающей станции. Спецодежда и спецобувь выдаются в зависимости от вида работ, сезона и срока носки в соответствии с Правилами /…/. Микроклимат в помещении насосного зала поддерживается с помощью системы вентиляции, состав оборудования, расчет и работа которой изложены в разделах 1 и 2.

4.2.5 Обеспечение освещенности

Освещенность рабочих мест обеспечивается естественным и искусственным освещением. Естественное освещение насосного зала в дневное время обеспечивается двумя рядами окон на продольной стене.

В темное время суток освещенность обеспечивается искусственным освещением, светильники которого выполнены во взрывозащищенном исполнении согласно ПУЭ / /. Для местного освещения при проведении ремонтных работ применяются переносные аккумуляторные светильники ПР-60-В, ПР-60ВМ во взрывозащищенном исполнении напряжением не выше 12 В. Измерение уровня освещенности производится один раз в год с оформлением актов.

4.2.6 Защита от других опасных факторов

При обслуживании и эксплуатации оборудования с избыточным давлением до 5,5 МПа необходимо строго выполнять правила / /. Любые работы на оборудовании, на которые распространяется действие этих правил, должны выполняться только после отключения устройства и снижения давления до нуля. Периодически в соответствии с РД 153-39ТН-008-96 / / и Правилами / / производятся гидравлические испытания технологических трубопроводов и устройств.

При эксплуатации и техническом обслуживании мостового крана грузоподъемностью 8 т, смонтированного в насосном зале, необходимо строго следовать ПБ-10-14-92 / /. Строповка грузов должна осуществляться обученным персоналом в соответствии со схемами строповки. Масса поднимаемого груза должна соответствовать грузоподъемности грузозахватных приспособлений и грузоподъемного механизма. В порядке, установленном ПБ-10-14-92 / / производятся осмотры, частичное и полное освидетельствование грузоподъемных механизмов и приспособлений с отметкой в паспортах, журналах и составлением актов.

Важным фактором, обеспечивающим безопасность условий труда является своевременное и качественное проведение технического обслуживания и ремонта в соответствии с утвержденными графиками, составленными согласно РД 153-39ТН-008-96 / /.

4.3 Мероприятия по предупреждению возникновения чрезвычайных ситуаций и ликвидации их последствий

НПС «Терновка» согласно / / классифицируется как потенциально опасный объект вследствие физических, химических и токсических свойств нефти, способной оказывать негативное воздействие на жизнь и здоровье людей, растительный и животный мир.

Наибольшую опасность при аварии на НПС представляет возможность взрыва и возгорания паров нефти при разливах вследствие разрушения технологического трубопровода. Исходя из статистических данных, основным показателем, определяющим взрывопожаробезопасность станции, является частота возникновения взрыва (пожара) в течение года, которая для технологических зданий и сооружений составляет 1*10^-5.

В результате аварии на НПС может произойти резкое ухудшение санитарно-экологической обстановки как на территории станции, так и за ее пределами за счет воздействия нефти на почву, а также за счет повышения концентрации паров нефти в атмосферном воздухе размещения района НПС, которая кратковременно (в течение 1 часа) может превышать предельно допустимые значения в 3-60 раз.

В целях уменьшения риска возникновения аварий на НПС проводятся следующие организационно-технические мероприятия согласно РД 153-39.4-056-00 / /:

1. Проводятся периодические и внеочередные инструктажи с обслуживающим м персоналом.

2. Со всем обслуживающим персоналом НПС в соответствии с утвержденными главным инженером предприятия графиками и программами проводится техническая учеба, противоаварийные тренировки. Периодичность проведения противоаврийных тренировок не реже 1 раза в квартал / /.

3. Регулярно проводится проверка знаний ИТР и обслуживающего персонала, организовано повышение квалификации в учебных комбинатах.

4. Организована техническая диагностика основного оборудования, техническое обслуживание и ремонт оборудования, зданий и сооружений, приборов и т.д. согласно утвержденных главным инженером предприятия графиков ППР. Пример графика ППР для системы маслоснабжения приведены в графической части на листе 7.

5. Проводится работа по приобретению современных приборов контроля, сигнализации,замене морально и физически устаревшего оборудования.

6. На НПС разработан в соответствии с / / индивидуальный план ликвидации возможных аварий (ПЛВА), который утвержден главным инженером предприятия и согласован с районными органами МЧС, ГПС, МВД и СЭС. ПЛВА содержит оперативную, техническую часть и порядок взаимоотношений и взаимодействия владельцев НПС с организациями местных органов власти, органами технического и экологического надзора и гражданской обороны.Так как объем пояснительной записки ограничен, то в качестве примера приведем выписку из ПЛВА на НПС «Терновка» для наиболее опасного объекта - насосного зала. Выписка из ПЛВА для одной из наиболее опасных ЧС приведена в таблице 3.5.

Организовано ежесуточное дежурство на дому патрульной группы из трех человек, возглавляемых ИТР в соответствии с графиком дежурства.

Разработана схема оповещения руководства НПС, РНУ и местных органов МЧС, ГПС, МВД и СЭС на случай возникновения чрезвычайной ситуации (ЧС) на НПС.

На случай возникновения пожара насосный зал оборудован автоматической системой пожаротушения. Состав оборудования и работа автоматической системы пожаротушения изложены в разделе 1. Кроме того насосный зал оснащен первичными средствами пожаротушения согласно / /: огнетушитель ОВП-100 - 4 шт., ящик с песком - 2 шт., огнетушитель ОХП-10 - 4 шт., лопата - 4 шт., ведро - 4 шт., багор - 2 шт.

Для предотвращения увеличения концентрации взрывоопасных газов общее укрытие магистральных насосных агрегатов оборудовано системой вентиляции, состав оборудования, автоматизация которой приведены в разделe 2.

Таблица 3.5 - Выписка из ПЛВА на НПС «Терновка»

Вид аварии	Способ ликвидации	Ответственный исполнитель	Привлекаемые средства
Взрыв технологического трубопровода в помещении насосного зала. Нефтью залило помещение насосного зала	1. Остановить агрегаты и закрыть задвижки на всасывающей и нагнетательной линиях основных и вспомогательных насосов	Оператор НПС
	2. Сообщить диспетчеру РНУ и руководству НПС.	Оператор НПС
	3. Обесточить оборудование насосного зала (электродвигатели насосов ЦНС-60-330, освещение).	Оператор НПС
	4. Обесточить оперативные цепи управления магистральными насосными агрегатами.	Оператор НПС
	5. Принять меры по предупреждению возгорания нефти.	Начальник отдела СБ
	6. Выставить посты ограждения загазованной зоны. Открыть окна, двери. Включить вентиляцию.	Оператор НПС
	7. Приступить к откачке нефти из емкости сбора утечек в емкость сброса ударной волны.	Механик	Насосы 12НА-9*4
	8. Устранить повреждения по разработанной технологии	Механик

Кроме ПЛВА отдельно разработан оперативный план пожаротушения, который утвержден главным инженером предприятия и согласован с местными органами ГПС и МЧС. В состав этого плана входят карточки пожаротушения, разработанные для каждого отдельного объекта НПС с расчетом и расстановкой привлекаемых сил и средств.

НПС обеспечена районной телефонной связью, диспетчерской связью с РНУ, ВЧ-связью по ЛЭП - 110 кВ и радиосвязью с двумя точками - начальником НПС и начальником узла связи, что позволяет организовать вызов необходимых сил и служб в любое время.

4.4 Экологичность проекта

Нефтеперекачивающая станция является источником загрязнения воздушного бассейна,, почвы и поверхностных вод. НПС «Бородаевка» наиболее вредное воздействие оказывает на воздушный бассейн.

Все источники предприятия, подлежащие контролю по загрязнению атмосферы, делятся на две категории. К первой категории относятся источники, вносящие существенный вклад в загрязнение атмосферы, так называемые организованные выбросы (котельная), которые должны контролироваться автоматически. Ко второй категории относятся более мелкие источники, так называемые неорганизованные выбросы (емкости, сепараторы и т.д.), которые могут контролироваться эпизодически.

В число веществ, подлежащих обязательному контролю должны быть включены окислы азота, окись углерода, углеводороды. Основными источниками выделения этих веществ являются:

Неплотности фланцевых соединений - углеводороды.

Дыхательные клапаны емкостей - углеводороды.

Дымовая труба котельной - окись углерода, окислы азота, углеводороды.

Предельно допустимые концентрации (ПДК) некоторых веществ в атмосферном воздухе приведены в таблице 3.6 ГОСТ 12.2.3.02-78 / /.

Таблица 3.6 - ПДК некоторых веществ в атмосферном воздухе (мг/м³)

Наименование вещества	ПДК
	Максимальная разовая	Среднесуточная
Сернистый ангидрид	0,5	0,05
Диоксид азота	0,085	0,085
Окись углерода	3,0	1,0
Сероводород	0,008	0,008
Пыль	0,5	0,1

Согласно ГОСТ 12.2.3.02-78 / / производства, выделяющие вредные выбросы, отделяются от жилых районов санитарно-защитными зонами. НПС «Терновка» относится к пятому классу санитарных зон, т.е. к наименее вредным производствам. Ширина зоны - 50 м.

В целях рационального использования и предупреждения загрязнения почвы, водоемов и воздушного бассейна предусматривается:

Сокращение технологических потерь нефти. Герметизация системы сбора и транспорта нефти. Методы сокращения технологических потерь нефти подробно изложены в разделе 1.

Сокращение выбросов дымовой трубы котельной осуществляется за счет выбора оптимальных режимов работы котлов НР-18 в соответствии с режимными картами, при котором происходит полное сгорание топлива, а такде путем проведения своевременного и качественного технического обслуживания горелочных устройств АР-90.

Компактность НПС. Благодаря компактности НПС осуществляется экономия площади почвы, сведения к минимуму разъемных соединений и удобство обслуживания оборудования.

Отсутствие открытого слива и налива нефти и нефтепродуктов.

100-й контроль швов сварных соединений трубопроводов.

Испытание оборудования и трубопроводов на прочность после монтажа и в процессе эксплуатации согласно РД 153-39ТН-008-96 / /.

Защита трубопроводов и оборудования от коррозии.

Осуществление аварийной сигнализации предельных значений регулируемых параметров (уровня, давления, температуры, загазованности).

Защитное отключение насосных агрегатов и отсечение от трубопровода всей НПС.

В целях охраны, рационального использования и предупреждения загрязнения почвы и воздушного бассейна предусматривается сбор хозяйственно-бытовых стоков по самотечным трубопроводам в установку биологической очистки сточных вод «Водолей-3». После установки «Водолей-3» очищенная вода сбрасывается на рельеф. Требования к сточным водам согласно / /:

количество растворенного в воде кислорода после смешения должно быть не менее 4 мг/л;

БПК_полн не более 3 мг/л;

содержание вредных веществ не должно увеличиваться более чем на 0,25-0,75 мг/л;

минеральный осадок не более 1000 мг/л;

водородный показатель 6,5 рН 8,5.

Система канализации и ее эффективность описаны в разделе 1.

В случае нарушения технологического процесса, связанного с авариями, в целях охраны природы предусматриваются следующие мероприятия:

Опорожнение аппаратов путем дренажа в дренажные емкости.

Локализация авраийных разливов нефти путем обвалования площадки емкостей высотой, превышающей не менее, чем на 0,2 м уровень разлива жидкости.

Устройство бетонных площадок с бетонным ограждением и дождеприемником емкостей и аппаратов.

Ликвидация последствий выброса нефти. Для ликвидации аварийных выбросов нефти используются природные и искусственные сорбенты: торф, опилки, солома, полимерные материалы. На пути возможного движения потока нефти оборудуются ямы-накопители, дренажные канавы.

При неблагоприятных метеорологических условиях (НМУ) вводится такой режим работы предприятия, который обеспечивает снижение выбросов на 10-20%.

Для этого достаточно:

Усилить контроль за точным соблюдением технологического регламента.

Сместить во времени технологические процессы, связанные с большим выделением вредных веществ в атмосферу, например, заполнение и опорожнение емкостей для нефти и нефтепродуктов.

Прекратить испытания оборудования.

В целом, мероприятия по снижению выбросов в атмосферу, почву и воду подразделяются на два направления:

Первое направление: охрана окружающей среды при вводе в действие специальных объектов, связанных с устранением имеющихся или ожидаемых вредных последствий. Это организация очистки загрязненных сточных вод, установка устройств для очистки и обезвреживания токсичных веществ в отходящих газах.

Второе направление: исключение или снижение возможности отрицательного воздействия. Например, замена токсичных реагентов на менее токсичные, создание безопасных технологий.

5. Расчет системы маслоснабжения

5.1 Подбор насоса, осуществление температурного режима

Потребность в масле для нефтеперекачивающей станции можно определить из уравнения теплового баланса, которое имеет вид /4/

Q = nN(1 - _н)A G_мс_м(t_2м - t_1м) G_вс_в(t_2в - t_1в) кF_ср. (1.1)

Из уравнения (1.1) определим количество тепла, выделяемое во всех подшипниках работающих насосных агрегатов:

Q = nN(1 - _n)A = 28000(1 - 0,9828)10³ = 27,510⁴ Дж/с, (4.2)

Где Q - количество тепла, Дж/с;

n - максимальное число работающих агрегатов, n=2;

N - мощность на валу электродвигателя, кВт, N=8000 кВт;

_п - коэффициент полезного действия подшипников, _п =0,9828;

А - тепловой эквивалент механической работы, А=110³.

Массовый расход турбинного масла из уравнения (1.1)

кг/с, (1.3)

Где G_м - массовый расход масла, кг/с;

С_м - теплоемкость масла, Дж/(кгК), для практических расчетов теплоемкость масла можно принять С_м=2100 Дж/(кгК);

t_1м - температура масла на входе в подшипник, С, t_1м =35 С;

t_2м - температура масла на выходе из подшипника, С, t_2м =55 С.

Объемный расход масла

м³/с, (1.4)

Где Q_м - объемный расход масла, м³/с;

- плотность масла турбинного Т 22, кг/м³, =686 кг/м³.

Объемный расход масла на один магистральный насосный агрегат

м³/с, (1.5)

Где n_н - число насосных агрегатов, обеспечиваемых маслом, n_н =4.

Исходя из конструктивных отличий подшипников насоса НМ 10000-210 и электродвигателя СТД-8000, расход масла на смазку подшипников электродвигателя принимается Q_стд=0,00098 м³/с, а на смазку подшипников насоса - Q_нм=0,00068 м³/с. Следовательно расход масла на один подшипник электродвигателя составит q_стд=0,4910^-3 м³/с, а на один подшипник насоса - q_нм=0,4910^-3 м³/с, что соответствует паспортным данным /2/.

По производительности Q_м1=0,00166 м³/с подберем насос для системы маслоснабжения магистральных насосных агрегатов. Наиболее подходящим является шестеренчатый насос Р3-30и с подачей Q=18 м³/ч, давлением нагнетания Р=0,36 МПа (3,6 кг/см²), вакуумметрической высотой всасывания h_в=6,5 м, частотой вращения вала n=980 об/мин, потребляемой мощностью N=4 кВт. В качестве привода насоса применяют асинхронные короткозамкнутые электродвигатели во взрывобезопасном исполнении /4/.

Как уже упоминалось, в летнее время для охлаждения масла используется установка АВО. Расчетная производительность маслоохладителей определяется по формуле

g = Qc(t_2B - t_1B) = 510^-39862100 (45-30) = 155295 Вт, (1.6)

где g - расчетная производительность маслоохладителей, Вт;

t_1В - температура воздуха на входе маслоохладителей, С, t_1В =30 С;

t_2В - температура воздуха на выходе маслоохладителей, С, t_2В =45 С.

Площадь поверхности охлаждения маслоохладителей:

м², (1.7)

Где t_ср - средняя температура масла, С,

; (1.8)

t_т - расчетная температура воздуха, С,

; (1.9)

К_т - коэффициент теплопередачи от масла к воздуху, Вт/(м²С),

К_т =51,7 Вт/(м²С).

Число подлежащих установке маслоохладителей при площади поверхности охлаждения одного маслоохладителя F₁=212,4 м²/4/

. (1.10)

Принимаем к установке два маслоохладителя. Маслоохладители соединяются параллельно.. Кроме того, для регулирования теплопередачи маслоохладителей могут быть использованы жалюзийные решетки, смонтированные на каждом из них.

Расход воздуха через маслоохладители определим по формуле

м³/ч, (1.11)

Где _В - плотность воздуха, кг/м³, _В =1,205 кг/м³ /4/.

Для обеспечения требуемого расхода воздуха через маслоохладители выбираем четыре осевых вентилятора В-06-300-4 с подачей в рабочей зоне Q_р=2-3,510³ м³/ч /3/.

Из опыта эксплуатации НПС следует, что вентиляторы маслоохладителей работающие в автоматическом режиме, включаются редко - при температуре окружающего воздуха около 30 С. При этом они, в основном, обеспечивают поддержание нормального температурного режима масла.

Вентиляторы маслоохладителей, работающие только в ручном режиме, приходится включать для поддержания температуры масла в заданных пределах крайне редко в особенно жаркую погоду.

5.2 Расчет участка маслопровода бак статического давления - подшипники магистральных насосных агрегатов

Задаемся скоростью движения масла в трубопроводе: W=1,5 м/с. Диаметр трубопровода определим по формуле /5/:

, (1.12)

Где q - расход масла, м³/с; q_стд=0,4910^-3 м³/с, q_нм=0,3410^-3 м³/с;

W - скорость движения масла в трубопроводе, м/с.

Тогда диаметры трубопроводов для СТД и НМ по формуле (1.2) соответственно:

м;

м.

Принимаем d_стд=0,02 м, d_нм=0,02 м.

Уточняем скорость движения масла в трубопроводе

м/с. (1.13)

Определяем число Рейнольдса

, (1.14)

Где - кинематическая вязкость масла, м²/с, =0,21810^-4 м²/с.

.

Определяем режим течения масла:

Re_стд=1376 < Re=2320 - ламинарный;

Re_нм=1009 < Re=2320 - ламинарный.

Для ламинарного режима течения коэффициент Дарси:

; (1.15)

.

Потери напора на данном участке

м, (1.16)

Где - сумма местных сопротивлений; колено с учетом поворота 90⁰ - =0,23 /5/.

Для ламинарного режима движения

_л = = 0,233,01 = 0,69, (1.17)

Где - функция от Re, для Re_стд=1376 =3,01 /5/;

l - длина участка трубопровода, м, l_стд=2 м, l_нм=1 м.

м.

5.3 Расчет трубопровода подвода масла к электродвигателю СТД-8000 и насосу НМ10000-210

Принимаем скорость движения масла в коллекторах подвода масла к СТД и НМ W=1,5 м/с. Тогда по формуле (1.12) диаметры:

 м;

м.

Принимаем d_стд=0,04 м, d_н=0,04 м. Уточняем скорость движения масла в трубопроводах по формуле (1.12):

м/с;

м/с.

Определяем режим движения масла в трубах. По формуле (1.14) число Рейнольдса:

;

.

При Re_стд=1413 < Re=2320 и Re_нм=972 < Re=2320 - движение ламинарное. В этом случае коэффициент Дарси определяем по формуле (1.15):

;

.

Потери напора на участке определяем по формулам (1.18) и (1.17). Коэффициенты местных сопротивлений при ламинарном движении:

_стд = = 0,323,01 = 0,96;

_нм = = 0,323,22 = 1,03,

Здесь =0,32 - тройник /5/.

м; (1.18)

м.

Где l - длина участка маслопровода, м, l_стд=5 м, l_нм=4 м.

5.4 Расчет коллекторов подвода масла к электродвигателям СТД-8000 и насосам НМ10000-210

Принимаем скорость движения масла в коллекторах W=1,5 м/с. Тогда по формуле (1.12) диаметр коллектора:

м;

м.

Принимаем d_стд=0,08 м, d_н=0,08 м. Уточняем по формуле (1.13):

 м/с;

м/с.

Определяем по формуле (1.14) число Рейнольдса:

;

.

Определим граничные числа Рейнольдса

, (1.19)

Где относительная шероховатость труб,

, (1.20)

Где К_э - эквивалентная шероховатость для стальных сварных труб после нескольких лет эксплуатации, К_э =0,210^-3 м /5/.

При 2320 < Re_стд=2826 < Re_I=4000 - турбулентный режим в зоне гидравлически гладких труб.

При Re_нм=1945 < Re=2320 - ламинарный режим.

Коэффициент Дарси для трубопровода СТД

. (1.21)

Коэффициент Дарси для трубопровода НМ определим по формуле Стокса (1.15)

.

Потери в коллекторе при турбулентном режиме

м, (1.22)

Где l - длина коллектора, м, l_стд=40 м, l_нм=40 м;

=0,32 - тройник /5/.

м,

Здесь по формуле (1.6) при Re=1945

_n = = 2,840,32 = 0,91.

5.5 Расчет общего коллектора магистральных насосных агрегатов

Принимаем скорость движения масла в общем коллекторе магистральных насосных агрегатов W=1,5 м/с. Диаметр коллектора по формуле (1.12):

 м.

Принимаем d=0,08 м. Уточняем скорость по формуле (1.13)

м/с.

Определяем по формуле (1.14) число Рейнольдса:

.

Определим граничные числа Рейнольдса по формулам (1.19) и (1.23):

;

. (1.23)

При Re_I=4000 < Re=4771 < Re_II=200000 - турбулентный режим в зоне смешанного трения.

Коэффициент Дарси определим по формуле Альтшуля

. (1.24)

Потери напора в коллекторе определим по формуле (1.22)

 м,

Где l - длина коллектора, м, l=10 м.

5.6 Расчет стояка

Расчет стояка аналогичен расчету общего коллектора магистральных насосных агрегатов, т.е. d=0,08 м, Re=4771, =0,04.

Потери напора в стояке определим по формуле (1.16)

м.

Потери напора в линии от бака статического давления масла до трубопровода подачи масла на подшипники:

h_стд = 0,11 + 0,23 + 0,17 + 0,56 = 1,07 м;

h_нм = 0,06 + 0,13 + 0,17 + 0,56 = 0,92 м.

Напор в трубопроводе подвода масла к электродвигателю и насосу

Н_стд = Н_ст - h_стд = 7 - 1,08 = 5,92 м;

Н_нм = Н_ст - h_нм = 7 - 0,92 = 6,08 м,

Где Н_ст - статический уровень масла в баке статического давления масла, Н_ст=7 м.

Давление в трубопроводе подвода масла к электродвигателю и насосу:

Р_стд = gН_стд = 0,9869,815,92 = 57,3 кПа;

Р_нм = gН_нм = 0,9869,816,08 = 58,8 кПа.

Где - плотность масла турбинного Т-22, кг/м³, =0,986 кг/м³.

Давление соответствует нормативному.

5.7 Расчет линии нагнетания

Принимаем скорость движения масла в нагнетающем трубопроводе W=3,5 м/с. Диаметр трубопровода определяем по формуле (1.12)

м;

Где Q - производительность насоса, м³/с, Q=6,5610^-3 м³/с /4/.

Принимаем d=0,08 м. Уточняем скорость движения масла в трубопроводе по формуле (1.13):

м/с.

Определяем по формуле (1.14) число Рейнольдса

.

Определим граничные числа Рейнольдса по формулам (1.19) и (1.23):

;

,

Где =.

При Re_I=2500 < Re=7661 < Re_II=125000 - турбулентный режим в зоне смешанного трения.

По формуле (1.24) определим коэффициент Дарси

.

Потери напора в наиболее длиной линии нагнетания при работе насоса НШ2 определим по формуле (1.22)

Где =0,23 - поворот 90⁰, =2,2 - фильтр, =0,15 - задвижка, =0,32 - тройник /5/; l - длина наиболее длинной линии нагнетателя, м, l=16 м.

Полные потери напора в трубопроводе

Z =Z + h = 9,7 +10,5 = 20,2 м, (1.25)

Где Z - геодезическая разность отметок насоса и бака статического давления масла, Z=9,7 м.

Развиваемый напор насоса Р3-30и

м. (1.26)

Следовательно, выбранный насос Р3-30и полностью обеспечивает необходимый напор и подачу и может использоваться для комплектации системы маслоснабжения магистральных насосных агрегатов в качестве рабочего насоса. Излишки масла, подаваемого насосом в бак статического давления Р3 по переливному трубопроводу поступают опять в маслобаки Р1 и Р2. Рассчитаем этот трубопровод.

Принимаем скорость течения масла W=1,5 м/с. Тогда по формуле (1.12)

м. (1.27)

Принимаем d=0,08 м. Уточняем скорость по формуле (1.13)

м/с.

Определяем по формуле (1.14) число Рейнольдса:

.

Граничные числа Рейнольдса Re_I=4000, Re_II=200000.

При Re=2320 < Re=3670 < Re_I=4000 - турбулентный режим в зоне гидравлически гладких труб. Тогда по формуле Блазиуса (1.21)

.

Потери напора в трубопроводе по формуле (1.16)

Где l - длина переливного трубопровода, м, l=15 м.

6. Расчет КПД насоса НМ10000-210

Диагностирование текущих эксплуатационных параметров насосного агрегата основывается на сравнении базовых и фактических характеристик. Исходные данные для расчета КПД насоса:

насос НМ10000-210 с ротором 1,0 Q_НОМ;

электродвигатель СТД-63002

Д_Н - номинальный наружный диаметр рабочего колеса, мм-495/885

- Q_Н - номинальная подача насоса, м³/с;

з_эл.дв. - КПД электродвигателя, % - 97,6

с- плотнось перекачиваемой нефти, кг/м³

н₂₀- кинематическая вязкость при 20⁰С, м²/с - 0,0835·10^-3;

N- мощность потребляемая насосным агрегатом, кВт;

n_з - коэффициент быстроходности насоса, -233,9;

t_ср- среднегодовая температура нефти, ⁰С - 23;

Р_вх- давление на всасывающей линии насоса, кг/см²;

Р_вых - давление на нагнетательной линии насоса, кг/см²;

1.2 Определение базовых характеристик насоса НМ-10000-210

Используя паспортные данные характеристик насоса НМ-10000-210, производим перерасчет характеристик насоса с воды на перекачиваемую нефть по параметрам: Q; Н; з; N.

Произведем пересчет кинематической вязкости нефти на заданную температуру по формуле:

, (1.28)

гдеu= 1/(t₁ - t₂) ln(н₂/ н₁ ), (1.29)

где н₂ = н₁₀ = 0,238 ^х 10^-3 м²/с;

н₁ = н₂₀ = 0,0835 ^х 10^-3 м²/с.

u= 1/(20 - 10) ln(10/ 20 ) = - 0,0693.

Из формулы ( 1.28)

н₂₃ = 0,0835 ^х 10^-3 е^-u(20-23) = 0,0678 ^х 10^-3 м²/с.

Подсчитаем число Рейнольдса ( Re) по формуле :

Re = n Д² /(60 н ) (1.30)

где n - текущая частота вращения ротора, об/мин;

Д - наружный диаметр колеса, м, Д=0,495;

н - вязкость перекачиваемой жидкости, м²/с;

Re₁= 3000 ^х 0,495²/ (60 ^х 0,0678 ^х 10^-3) = 180696.

Из справочных данных [ ]

Re_n = 6 ^х 10⁴ = 60000.

Re_гр = 20,68 ^х 10⁴ = 206800.

Уравнение напорной характеристики Н; Q насоса при условии

Re_n <Re₁ <Re_гр,

не требуется, отсюда, пересчет значений КПД с одной вязкости на другую осуществляется по формуле:

з = з_в [1- n₃^-0.262 lg (Re_гр/Re₁)], (1.31)

Составим таблицу с заводскими параметрами Н;Q; з насоса.

Таблица 1.10 Заводские параметры насоса НМ 10000-210.

Н,м	330	320	310	300	290	275	270	260	255	240	225	217	210
Q,м3/ч	800	1600	2400	3200	4000	4800	5600	6400	7200	8000	8800	9600	10000
з, %	20	35	50	58	65	72	80	82	84	85	86	87	89

з = з_в [1- 233,9^-0.262 lg (206800/180696)] = з_в ^х 0,986.

Составим таблицу пересчета КПД.

Таблица 1.11. Пересчет КПД насоса.

з, %	20	35	50	58	65	72	80	82	84	85	86	87	89
Q, м3/ч	800	1600	2400	3200	4000	4800	5600	6400	7200	8000	8800	9600	10000
зn, 0.986 %	19.72	34.51	49.3	57.19	64.09	71.99	78.88	80.85	82.82	83.81	84.8	85.78	87.75

Произведем пересчет значения мощности насоса :

N_пер= с Q_пер Н_пер ^х 10⁴ /(102 ^х з_пер ^х з_эл.дв.), (1.32)

N_пер1= 823 ^х 0.22 ^х 330 ^х 10⁴ /( 102 ^х 19.72 ^х 97,6_.) = 3043 кВт,

N_пер2= 823 ^х 0.44 ^х 320 ^х 10⁴ /( 102 ^х 34,51 ^х 97,6_.) = 3407 кВт,

N_пер3= 823 ^х 0.66 ^х 310 ^х 10⁴ /( 102 ^х 49.30 ^х 97,6_.) = 3431 кВт,

N_пер4= 823 ^х 0.89 ^х 300 ^х 10⁴ /( 102 ^х 57.19 ^х 97,6_.) = 3860 кВт,

N_пер5= 823 ^х 1.1 ^х 290 ^х 10⁴ /( 102 ^х 64.09 ^х 97,6_.) = 4121 кВт,

N_пер6= 823 ^х 1.33 ^х 275 ^х 10⁴ /( 102 ^х 72 ^х 97,6_.) = 4210 кВт,

N_пер7= 823 ^х 1.56 ^х 270 ^х 10⁴ /( 102 ^х 80 ^х 97,6_.) = 4352 кВт,

N_пер8= 823 ^х 1.78^х 260 ^х 10⁴ /( 102 ^х 82 ^х 97,6_.) = 4666 кВт,

N_пер9= 823 ^х 2.0 ^х 255 ^х 10⁴ /( 102 ^х 84 ^х 97,6_.) = 5019 кВт,

N_пер10= 823 ^х 2.22 ^х 240 ^х 10⁴ /( 102 ^х 85 ^х 97,6_.) = 5182 кВт,

N_пер11= 823 ^х 2.44 ^х 225 ^х 10⁴ /( 102 ^х 86 ^х 97,6_.) = 5278 кВт,

N_пер12= 823 ^х 2.67 ^х 217 ^х 10⁴ /( 102 ^х 87 ^х 97,6_.) = 5505 кВт,

N_пер13= 823 ^х 2.78 ^х 210 ^х 10⁴ /( 102 ^х 89 ^х 97,6_.) = 5423 кВт.

По полученным параметрам cтроим базовые характеристики насоса:



Рисунок 1.1-График зависимости мощности насоса НМ10000-210 от подачи

6.1 Расчет КПД насоса НМ10000-210 по фактическим замерам

Составим таблицу фактических замеров насоса НМ.

Таблица 1.12-Замеры параметров насоса НМ10000-210

Режим	Q, м3/с	Рвхб кг/см2	Рвых, кг/см2	с, кг/м3	N, кВт
1	2,78	6,5	23,8	823	5665
2	2,67	6,3	24,2	-/-	5775
3	2,44	7,0	25,5	-/-	5528
4	2,22	6,9	26,5	-/-	5398
5	2,0	7,1	28,1	-/-	5231
6	1,78	7,1	28,5	-/-	4905
7	1,56	6,9	29,1	-/-	4582
8	1,33	7,2	29,8	-/-	4382
9	1,1	6,8	30,7	-/-	4253
10	0,89	6,4	31,1	-/-	4013
11	0,66	6,2	31,7	-/-	3599

Напор развиваемый насосом определим для каждого режима по формуле

Н=(Р_ВЫХ - Р_ВХ )^х 10⁴ / с (1.33)

где Р_ВЫХ - давление на нагнетательной лини насоса, кг/см²;

Р_ВХ - давление на всасывающей линии насоса, м кг/см²;

с - плотность нефти, кг/м^3.

Н₁=(23,8 - 6,5)^х 10⁴ / 823=210 (м);

Н₁=(23,8 - 6,5)^х 10⁴ / 823=210 (м);

Н₂=(24,2 - 6,3)^х 10⁴ / 823=217 (м);

Н₃=(25,5 - 7,0)^х 10⁴ / 823=225 (м);

Н₄=(26,5 - 6,9)^х 10⁴ / 823=240 (м);

Н₅=(28,1 - 7,1)^х 10⁴ / 823=255 (м);

Н₆=(28,5 - 7,1)^х 10⁴ / 823=260 (м);

Н₇=(29,1 - 6,9)^х 10⁴ / 823=270 (м);

Н₈=(29,8 - 7,2)^х 10⁴ / 823=275 (м);

Н₉=(30,7 - 6,8)^х 10⁴ / 823=290 (м);

Н₁₀=(31,1 - 6,4)^х 10⁴ / 823=300 (м);

Н₁₁=(31,7 - 6,2)^х 10⁴ / 823=310 (м).

По результатам замеров определим КПД насоса для каждого режима по формуле:

з = с ^х Q ^х Н ^х 10⁴ /(102 ^х N ^х з_эл.дв.), (1.34)

з₁ = 823 ^х 2,78 ^х 210 ^х 10⁴ /(102 ^х 5665 ^х 97,6_.) =85,19 %;

з₂ = 823 ^х 2,67 ^х 217 ^х 10⁴ /(102 ^х 5775 ^х 97,6_.) =83,2 %;

з₃ = 823 ^х 2,44 ^х 225 ^х 10⁴ /(102 ^х 5528 ^х 97,6_.) =82,1 %;

з₄ = 823 ^х 2,22 ^х 240 ^х 10⁴ /(102 ^х 5398 ^х 97,6_.) =81,6 %;

з₅ = 823 ^х 2,0 ^х 255 ^х 10⁴ /(102 ^х 5231 ^х 97,6_.) =80,6 %;

з₆ = 823 ^х 1,78 ^х 260 ^х 10⁴ /(102 ^х 4905 ^х 97,6_.) =78,0 %;

з₇ = 823 ^х 1,56 ^х 270 ^х 10⁴ /(102 ^х 4582 ^х 97,6_.) =76,0 %;

з₈ = 823 ^х 1,33 ^х 275 ^х 10⁴ /(102 ^х 4382 ^х 97,6_.) =69,0 %;

з₉ = 823 ^х 1,10^х 290 ^х 10⁴ /(102 ^х 4253 ^х 97,6_.) =62,0 %;

з₁₀ = 823 ^х 0,89 ^х 300 ^х 10⁴ /(102 ^х 4013 ^х 97,6_.) =55,0 %;

з₁₁ = 823 ^х 0,66 ^х 310 ^х 10⁴ /(102 ^х 3599 ^х 97,6_.) =47,0 %.

Строим фактические характеристики насоса по приведенным замерам



Рисунок 1.2-График зависимости КПД насоса НМ10000-210 от подачи

Составим сравнительные таблицы параметров насоса:

Таблица 1.13-Сравнения параметра (з ) насоса

Параметр режима	Н, м	Базовые значения, %	Фактические значения, %	Дз, %
з1	210	87,75	85,19	- 2,56
з2	217	85,78	83,2	- 2,58
з3	225	84,8	82,1	- 2,7
з4	240	83,81	81,6	- 2,21
з5	255	82,82	80,6	-2,22
з6	260	80,85	78,0	-2,85
з7	270	78,88	76,0	- 2,88
з8	275	71,99	69,0	- 2,99
з9	290	64,09	62,0	-2,09
з10	300	57,16	55,0	-2,16
з11	310	49,3	47,0	- 2,3

Таблица 1.13-Сравнения параметра (з ) насоса

Параметр режима	Н, м	Базовые значения, кВт	Фактические значения, кВт	Д N, %
N 1	210	5424	5665	- 4,4
N 2	217	5505	5775	- 4,9
N 3	225	5278	5528	- 4,7
N 4	240	5182	5398	- 4,11
N 5	255	5019	5231	-4,2
N 6	260	4666	4905	-5,1
N 7	270	4352	4582	- 5,28
N 8	275	4210	4382	- 4,08
N 9	290	4121	4253	-3,2
N 10	300	3860	4013	-3,96
N 11	310	3431	3599	- 4,89

В результате сравнения базовых (з_; N ) с фактическими данными на основании РД-153-39ТН-008-96 насосный агрегат необходимо вывести в капитальный ремонт т.к параметры (з_; N ) базовое насоса снизилось более, чем на 20%.

Размещено на Allbest.ru

...