Подбор насосно-силового оборудования
Эксплуатация технологических трубопроводы нефтебаз невозможна без использования насосной станции, которая является важнейшим объектом нефтебазы и предназначена для внутрибазовых перекачек нефти и нефтепродуктов.
Для перекачки нефти и нефтепродуктов на нефтебазах используют центробежные, поршневые и шестерёнчатые насосы. При необходимости применяют вакуумные насосы и эжекторы. Наибольшее распространение на нефтебазах получили центробежные и поршневые насосы. Центробежные насосы отличаются небольшой массой и простотой эксплуатации. Для них требуются более легкие фундаменты, и они могут соединяться с электродвигателем без промежуточных редукторов.
Оборудование стационарных насосных станций, включающих насосы с трубопроводной обвязкой, задвижки, обратные клапана, перепускные устройства, двигатели для привода насосов с пусковыми и защитными устройствами, КИП и системы управления размещаются, как правило, в зданиях, сооружаемых в соответствии с требованиями СНиП 106-79 и оборудованных средствами противопожарной защиты, вентиляцией, освещением и отоплением. Если число основных рабочих насосов на насосной станции не более пяти для нефтебаз первой категории, то задвижки системы управления для переключения технологических трубопроводов, собранные в блоки, разрешается размещать в одном помещении с насосами.
Подбор насосного оборудования
|
|
|
Подбор насосов удобнее всего проводить по производительности приёмо-раздаточного устройства (ПРУ) резервуара (табл. прил. 6.1).
На резервуарах одного номинального объема могут устанавливаться ПРУ с различным условным диаметром. Все варианты заносятся в таблицу, после чего выбирается ПРУ с наиболее подходящими условным диаметром и производительностью.
Для компоновки насосной станции целесообразно использовать насосы типа НД (прил.7.табл. 7.1)
После расчета потерь напора по длине трубопровода определяется высота взлива в резервуаре (8.1), после чего определяется необходимый напор, развиваемый насосами при внутрибазовой перекачке на линии нагнетания (8.2).
Нвзл. = kз · Нр, (8.1)
где Нр – высота резервуара, м(прил.2 табл. 2.4-2.6);kз– коэффициент заполнения резервуара.
Ннасоса = hнаг. + Нвзл. + Δz, (8.2)
где hнаг. –потери напора по длине нагнетательного трубопровода, м; Нвзл. – высота взлива в резервуаре, м; Δz – разность геодезических отметок конца и начала трубопровода, м.
Завершающим этапом гидравлического трубопровода является определение необходимой высоты всасывания насоса (8.3).
НS ≥ |h0 – Δz– hвс.|, (8.3)
|
|
|
Δz – разность геодезических отметок конца и начала трубопровода, м;h0 – минимальный напор вначале всасывающего трубопровода, м (h0 принимается равным 0,8 м).
Для окончательного выбора насосно-силового агрегата производиться его проверка на всасывающую способность (8.1).
Δhдоп ≥ |Hs|, (8.4)
где: Δhдоп– допустимый кавитационный запас для нефтепродукта, м;
Hs – допустимая высота всасывания насоса, м.
, (8.5)
где: Hs– допустимая высота всасывания насоса, м; Pа – давление барометрическое, Па; Ps– давление насыщенных паров, Па; ρ–плотность нефтепродукта при самой низкой температуре воздуха,кг/м3; 
вх– скорость жидкости во входном патрубке, м/с; g– ускорениесвободного падения, м2/с;
Скорость жидкости во входном патрубке выбирается в зависимости от вязкости нефтепродуктов (прил. 7, табл. 6.3).
Дата добавления: 2018-04-15; просмотров: 639; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!