Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 [ 100 ] 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155

Для определения допустимого кавитационного запаса и значения минимального давления на входе в насос используем следующие выражения.

Нанор, определяемый минимальным давлением на входе Рвх min в подпорный насос

h вх min

вх min

= (Ahдон)н + hs - д-

где (AhДон)н - допустимый кавитационный занас нри работе на нефти, м; hs - нанор, определяемый давлением насыщенных паров перекачиваемой нефти при соотношении паровой и жидкой фаз, близком к нулю, м; овх - скорость потока во входном патрубке насоса, м/с.

Допустимый кавитационный запас центробежных подпорных насосов нри работе на нефти определяется но формуле

( Ahдон)н = (Ahдон)в -а- в(АНкр -5hv),

где (AhДон)в - паспортное значение допустимого кавитационного запаса, полученное при перекачке холодной воды при заданном режиме, мм вод.ст. (табл. 12.4); - коэффициент, определяемый геометрией рабочего колеса; AHкр - термодинамическая поправка, учитывающая влияние термодинамических свойств перекачиваемой нефти, м; 5hv - поправка на влияние вязкости жидкости, м.

При наличии в паспорте на насос допустимой высоты всасывания Нваокн вместо допустимого кавитационного запаса последний определяется но формуле

Т а б л и ц а 12.4

Параметры подпорни насосов

(алдоп)в = -

доп вак

где - барометрическое давление; fs - давление насыщенных паров воды; вх - скорость потока на входе в насос в сечении, где замеряется давление.

Напор, определяемый барометрическим давлением в зависимости от абсолютной отметки насосной Z над уровнем моря:

h, = = 1о,33 - 0,001Z

приближенно для воды можно считать

(АЛдоп)в=10,3 - Нв-ак-.

Коэффициент кавитационного запаса а и коэффициент kg определяются в зависимости от критического кавитационного запаса и геометрии рабочего колеса насоса (рис. 12.20, 12.21).

Напор, определяемый истинным давлением насыщенных паров ps при соотношении паровой и жидкой фаз, близком к нулю (г;п/ж 0) для максимальной температуры перекачки, находится по формуле

hs = hp [1,558 + 0,0063(Г - 273)],

где Г - максимальная температура перекачиваемой нефти, К; h ps - напор, соответствующий давлению насыщенных пар ов

pS, определяемому при соотношении объемов пара и жидкости 4: 1 и максимальной температуре перекачки, м.

Величина pS определяется по методике в соответствии с ГОСТ 1756-52 с учетом выполнения следующих условий:

температура водяной бани поддерживается равной максимальной температуре перекачиваемой нефти;

Рис. 12.20. Коэффициент кавитационного запаса а

Рис. 12.21. Коэффициент, определяемый геометрией рабочего колеса насоса

поправка на изменение давления воздуха и насыщенных паров воды в воздушной камере вычисляется но формуле

А (Рт - Рт)(Тв - T) / ч

Ap = нтнт в--- pтв),

где т - максимальная температура перекачиваемой нефти, К; тв - исходная температура воздуха в воздушной камере, К; Рт, Ртв - давление насыщенных паров нри температурах т и тв соответственно; вводится поправка, учитывающая растворение воздуха AP, которая в среднем принимается равной 50 мм рт. ст. С учетом указанных факторов

pSp = pS+A р+A Рр,

где рs - давление насыщенных паров но показаниям манометра.

При известном значении давления насыщенных паров pst, замеренном нри температуре t1, может быть определено давление ps для любой искомой температуры t но формуле