Актуальные проблемы современной науки: тезисы докладов ХХV Международной научно-практической конференции (Москва - Астана - Харьков - Вена, 28 декабря 2017)
Секція: Технічні науки
Лісафін Володимир Петрович
кандидат технічних наук, доцент кафедри
транспорту і зберігання нафти і газу
Івано-Франківський національний технічний
університет нафти і газу
м. Івано-Франківськ, Україна
ОСОБЛИВОСТІ ЗАСТОСУВАННЯ ПІДПІРНИХ НАСОСІВ ПРИ ВНУТРІШНЬОСТАНЦІЙНИХ ПЕРЕКАЧУВАННЯХ
Головні насосні станції магістральних нафтопроводів – єдиний комплекс, що складається з насосного обладнання для перекачування нафти, резервуарів для її зберігання, внутрішньостанційних трубопровідних комунікацій і т. ін.
Для створення підпору перед основними (магістральними) насосами призначені підпірні насоси, які за необхідності застосовуються при перекачуваннях нафти між окремими резервуарами.
При внутрішньостанційних перекачуваннях для визначення пропускної здатності системи "витратний резервуар (І) – підпірний насос – резервуар (ІІ)" можна використати рівняння Бернуллі [1, с. 64], що представлене у вигляді [2, с. 49].
(1)
де - рівні нафти у певний момент часу у резервуарах І і ІІ відповідно;
- різниця геодезичних позначок між резервуарами І і ІІ та насосом;
- втрати напору у всмоктувальному і нагнітальному трубопроводах;
- вакуум у першому резервуарі та надлишковий тиск у другому резервуарі;
- напір, що розвиває підпірний насос.
Останній може бути визначений за допомогою напірної характеристики насоса, яка з достатньою точністю описується рівнянням [1, с. 50].
(2)
де - коефіцієнти математичної моделі насоса;
- витрата нафти.
Підставивши у рівняння (1) відповідні вирази для обчислення втрат напору на тертя і в місцевих опорах [3, с. 307] можна отримати спільний розвʼязок рівнянь (1) і (2), що дозволяє визначити пропускну здатність внутрішньостанційного трубопроводу. Процес носить нестаціонарний характер через зміну рівнів нафти в обох резервуарах, а величина пропускної здатності залежить від конкретної технологічної ситуації.
Обчислена пропускна здатність - це теоретично можливе значення витрати нафти в системі "витратний резервуар (І) – підпірний насос – резервуар (ІІ)". Значення витрат, що можуть бути реалізовані практично, залежать від наступних основних обмежень:
Величину першого можна обчислити за формулою
(3)
де - пружність парів нафти за температури перекачування:
- густина нафти.
З урахуванням вище вказаних обмежень знаходиться робоча зона роботи підпірного насоса (рисунок 1) при перекачуванні нафти певної вʼязкості за заданої температури (остання визначає пружність її парів і гідравлічні опори комунікацій).
На рисунку показана типова робоча зона роботи насоса при заданій технологічній схемі підключення певного резервуара (схема відкачування обумовлена технологічною необхідністю).
Рис. 1. Визначення робочої зони підпірного насоса
(1 - залежність наявного кавітаційного запасу насоса від витрати при максимальному рівні рідини в резервуарі І; 2 – наявний кавітаційний запас насоса при мінімальному рівні нафти в резервуарі І; 3 –залежність допустимого кавітаційного запасу насоса від витрати)
На рисунку значення мінімальної і максимальної витрати обумовлені зоною високих ККД насоса (як правило, вона знаходиться в діапазоні від 0,8 до 1,2 від номінальної подачі). Максимальний і мінімальний рівень нафти в резервуарі обмежені технологічними вимогами з експлуатації резервуара.
Таким чином, можна визначати робочу зону роботи насоса (поле робочих зон, обумовлених фізичними властивостями нафти та її температурою, схемами підключення резервуара) при внутрішньостанційних перекачуваннях на насосних станціях магістральних нафтопроводів, що дозволяє уникнути кавітації у його всмоктувальному трубопроводі.
Література
