Глава 4 насосные станции и трубопроводы нефтебаз § 1. устройство насосных станций

Глава 4

НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ И ТРУБОПРОВОДЫ НЕФТЕБАЗ § 1. УСТРОЙСТВО НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ

Насосные станции — один из важнейших объектов нефтебазы — предназначаются для перекачки нефтепродуктов по внутрибазовым технологическим нефтепроводам. В отдельных случаях насосные станции нефтебаз перекачивают нефтепродукты по нефтепроводам на значительные расстояния потребителям или на пункты налива. Различают стационарные и передвижные насосные станции.

Стационарные насосные станции строят наземные, полуподземные и подземные. В комплекс оборудования стационарных насосных станций входят насосы с трубопроводной обвязкой, задвижки, обратные клапаны, перепускные устройства, двигатели с пусковыми и защитными устройствами, контрольно-измерительные приборы, средства автоматики, вентиляционные устройства, освещение, отопление, средства противопожарной защиты и др.

Здания насосных станций строят в соответствии с требованиями СНиП П-П.3-70.

Материалы стен и покрытий полов должны обладать соответствующей степенью огнестойкости в зависимости от взрывоопасности нефтепродуктов. Перекрытия насосных станций проектируют бесчердачными. Полы насосных делают из материалов, не впитывающих нефтепродукты и хорошо смывающихся водой (метлахские плиты, бетон с железнением).

Полы имеют уклоны (— 0,01) к приемникам стоков, которые соединяются с промышленной канализацией через гидравлические затворы.

Со зданием насосной станции могут быть сблокированы следующие помещения: трансформаторная станция напряжением до 10 кВт, распределительное устройство подстанции, станция катодной защиты трубопроводов, пункт установки контрольно-измерительных приборов, ремонтная мастерская, вентиляционная и бытовые помещения для обслуживающего персонала.

При применении двигателей к насосам в невзрывобезопасном исполнении помещение насосов, перкачивающих легковоспламеняющиеся нефтепродукты, отделяется от помещения двигателей сплошной глухой перегородкой из несгораемых материалов. Промежуточные валы, соединяющие двигатели с насосами, пропускаются через стенку посредством герметических сальниковых уплотнений. Насосные агрегаты должны быть расположены так, чтобы иметь свободный доступ со всех сторон. При малом числе насосов они располагаются в один ряд вдоль одной из стен, при большем числе насосов — в два ряда вдоль двух стен с проходом между рядами 2 м. Расстояние от насоса до стен и между насосами в одном ряду должно быть не менее 1 м.

При необходимости увеличения мощности действующих насосных станций, оборудованных центробежными насосами с электродвигателями, менее мощные агрегаты заменяются более мощными, при этом используется то же место с не-

А-А

Рис. 4.1. Станция с разнотипными насосами и электроприводом в невзрывобезопасном исполнении.

1 — центробежный насос; 2 — приводной паровой насос; з — приводной поршневой

насос.

значительным увеличением площади. При увеличении мощности насосных станций поршневых насосов необходимо резервировать место под дополнительные агрегаты.

На рис. 4.1 представлена стационарная насосная станция с разнотипными насосами и электроприводами в невзрывобезопасном исполнении.

Стационарные насосные станции обычно строят в наиболее низких местах площадки нефтебазы, чтобы обеспечить подпор к насосам, и по возможности ближе к местам приема нефтепродуктов. Наиболее целесообразно размещать насосные станции между причалами и железнодорожными эстакадами и резер-вуарными парками.

Передвижные насосные станции небольшой мощности получили особенно широкое применение на мелких распределительных нефтебазах, там, где строительство стационарных насосных экономически нецелесообразно.

Плавучие насосные станции применяют на базах, расположенных на реках, озерах и морях, уровень воды в которых повышается на 4 — 5 м. В этих условиях стационарные береговые насосные станции из-за ограниченной высоты всасывания насосов не могут откачивать нефтепродукты из судов при низких горизонтах воды. Для уменьшения разности отметок между приемным патрубком насоса и поверхностью нефтепродукта , а также для уменьшения потерь на трение во всасывающих трубопроводах насосные устанавливают непосредственно у нефтеналивных судов на баржах или понтонах. Работа таких плавучих станций не зависит от колебания зфовня воды.

По расположению машинных отделении плавучие насосные станции делятся на палубные и трюмные.

Большинство плавучих насосных станций снабжается энергией с берега. В машинном отделении типовой плавучей насосной станции установлены грузовые насосы для выкачки основного объема нефтепродуктов, зачистные насосы для выкачки остатков, балластные насосы для заполнения водой и опорожнения балластных отсеков и пожарные насосы. С береговыми трубопроводами плавучие насосные станции соединяются прп помощи шаровых соединений или гибких шлангов.

Выбор насосов и двигателей

Насосы, применяемые на нефтебазах, выбирают в зависимости от вязкости и давлении насыщенных паров перекачиваемой жидкости, необходимого напора и производительности. Количество устанавливаемых насосов зависит от необходимости одновременной перекачки нефтепродуктов нескольких сортов, общей производительности и напора.

Наибольшее распространение на нефтебазах получили поршневые и центробежные насосы.

Несмотря на ряд существенных недостатков (дороговизна, большие габаритные размеры, сложность эксплуатации и др.), поршневые насосы незаменимы при перекачке высоковязких нефтепродуктов и газожидкостных смесей. Во всех остальных случаях предпочтение следует отдавать центробежным насосам, как более дешевым, простым в обслуживании и компактным. Кроме того, центробежные насосы более быстроходны, что позволяет соединять их непосредственно с электродвигателем без редуктора. Существенным преимуществом центробежных насосов является их саморегулируемость. К недостаткам этих насосов по сравнению с поршневыми в первую очередь следует отнести более низкий к. п. д., меньшая высота всасывания, резкое снижение к. п. д. и производительности при перекачке нефтепродуктов повышенной вязкости.

На рис. 4.2 приведен нормальный ряд центробежных насосов, а на рис. 4.3, а, б — сводные графики наиболее часто применяемых поршневых и паровых насосов в условиях нефтебаз.

Для правильного подбора насосов помимо расчетных данных: напора Н, производительности Q, мощности N и вязкости v (для бензинов и нефтей также давление насыщенных паров) необходимо построить характеристику трубопровода в координатах Q и Н, N. Характеристику трубопровода строят по уравнению напоров

На рис. 4.4 представлена характеристика трубопровода при турбулентном режиме перекачки (при ламинарном режиме линия Q — Н — прямая). От точки О по оси Н откладывается величина Az, затем задаются произвольными

Производительность

Рис. 4.2. Нормальный ряд

значениями Q_L, Q_2t Q_3l Q_i (в диапазоне возможных расходов) и для каждого расхода вычисляют h_x. Величину ^h_tl при турбулентном режиме вычисляют один раз и затем складывают с полученными значениями. Таким образом, кривая ab — есть линия сопротивлений трубопровода.

Потери напора на трение чаще всего определяют по формуле (2.23)

_ _Q*-m_vm_L

^Пт — Р _db-m ¦

/янг

'ян шяФ^т'^тв/

8Н    /7=/67с/

'“'/¦-«о    ($$>/

1ЬнГД-/0*Т?~

Г'

/ мнгчо*ь*С7^-, ^v 10Н-Ю*ц    $/    ^18НД;1Т⁵/

^п"⁹%/-нд-т5    —    ф/

,—L

//5?    /&тд-/о*з

/ОнГ-10*2 */п--1^,^87⁰/^<Г—    ''

1^HS#^ 4?/W'?l

5 OJ /<? #^4.

V тд-Ю'О-

л =960 ?Ь

Г ^Ы~-^М5Ц^Ш п-^5^89^^

'8нгчо*гАМ\ то9>^ */-/$ т&-ю*

66°/сЛ

8НГД-6*! вНД-6*1 п = 2S50

°уХ/^/Р

-,W*8h-w*2 / & тд-юч М_>

i ^{л = те},./^    Дт-^р

ЮНГ-10х, /.о . <J0H-W*lt

/80,5%) п^т С

'tat.'

_//^%C^T^/47Vf^>,

У yj !?нгд-ю*Г'

14° пнд-wxi

/<§> п -1^75    ¦

"    „«V

с?у/

W 2/70 б. M³/V

300

центробежных насосов.

.о\°    03    /о    _#^Ч

-/V16нд-104 L

"/--J-j7 ^n=1lt7W

.Ъу ss9ot^— До тнгд-ю*п у <% /мд-/о*/ ! _m-L

UOO 500 600 700    900    W00    1500    2000    2500

J

П= <L 7С /

Л°/

•3/

Если конечный пункт трубопровода, в который ведется перекачка, расположен нпже отметки начального участка трубопровода, величину Az следует отложить от нулевой ординаты внпз.

Построение характеристик сложных трубопроводов, состоящих из не-

200 300WD5DU W

200 WD4-00gM³/4

, "    Рио.    4.S. Сводный

:    о    —    поршневых    при

скольких последовательно соединенных участков, производится сложением их напоров при одинаковых расходах. Для этого предварительно строят характеристики отдельных последовательно включенных участков трубопровода.

Рис. 4.4. Характеристика трубопровода при тур булентном режиме перекачки.

Пример построения такой суммарной характеристики системы последовательно работающих трубопроводов показан на рис. 4.5, а. Кривая 1 представляет характеристику первого участка трубопровода, кривая 2 — характеристику второго участка и кривая 3 — характеристику третьего участка. Поскольку при последовательном соединении потери напора суммируются, сложим кривые 1, 2 и 3 по вертикали. Проведя ряд вертикальных линий

при расходах Q_x, Q.₂, Q₃

сложив ординаты в точках пересечения каждой

характеристики, получим точки т, n, s, представляющие собой напоры суммар-

рмПа

Ю

лг

10

j \<?>

¦Ss> —X

vS=

\    -7

-У^

_v

\ ill сл-щ-шс тцтм-

¦t-

л

ПМП-10/50

Д-

\

I

\ пнво-гг/гго

- ¦ 4: |    =t=

1НПНС

'Or

~Л5Л~72а

“V

IT

4N*

s'

\

лл//-ггм

f

*

\

1.л

~TfW3'

\гНПЛ1М\

\

*гчт/м^К'^т1!~-500мУч,рчммпа ПШЬ250,^250м³/ч,р^.0МПа

i

|\>W

'rSA.WB -53/30-

ПЛЛ-2М.

№±'

0,8

0,5

О,¹* 0,3•

/1НГ-М-80-

\|

~ПН/1-5Ш

05

180*180*300 -tt⁴"

SOH

v*-

ХПНП-55/М

v

\

Oft

тПНП-8-

-ЛЛП-11-

i.\

0,3

0,80,91,0

Г7* Th* i i

Г—⁷ l ПИГ-и7ПГкЛН.

п.нг-5/зт,т sol-

5ЛЛ-Ш,

.1 I * \

'¦snMk

*

пнп-t

-V

-X

V2>

V

_L

"V

\

N

\

<? ю \    20    30    40    50    80    100    0,мЗ/ч

/ЛНЛ-1Ч/2;дч^м³/ч,р =0,2МПа

б

•*» '.W' _

”    4/    --    1-    7И,

---^ Л7А^|

v

,т-т*-Г'нп-15м-

\ ЧП

"^^Щугоо-лнд'-т

m,

^mo-w-m

'ХПНП-25/4-

i^xk I -

^Ml-10/50 Ms

⁴ПНГ-6-rn

\ '//)»

НЛМ-7

ПН-30,

-fv

ПНП

• 1

^svn/-

«г

К~%&;

! \

график насосов, водных; б — паровых.

Рнс« 4.5. Построение суммарной гидравлической характеристики.’

• последовательно работающих трубопроводов; б — параллельно работающих трубопроводов.

¦ной характеристики трех последовательно соединенных трубопроводов при принятых расходах, а кривая 4, проведенная через эти точки, и будет искомой характеристикой системы.

При параллельном соединении нескольких трубопроводов так же, как и в предыдущем случае, прежде всего следует построить характеристики отдельных участков системы. На рис. 4.5, б дан пример построения

¦ суммарной характеристики системы, состоящей из трех параллельно работающих трубопроводов (кривые 1', 2', 3'). Известно, что при параллельном соединении общий расход системы определяется как сумма расходов отдельных участков. Потери же напора в этих участках одинаковы и равны напору, теряемому во всей системе. Поэтому для построения «суммарной» характеристики необходимо провести несколько горизонтальных прямых, параллельных оси

расходов, и сложить расходы при постоянных напорах в точках пересечения с характеристиками участков.

•Рис. 4.6. Совмещенная гидравлическая характеристика трубопровода и центробежного насоса.

В результате получим точки т', п', s', через которые можно провести кривую 4', являющуюся суммарной характеристикой системы трех параллельно соединенных трубопроводов.

В общем случае, когда система трубопроводов состоит из нескольких параллельно и последовательно соединенных участков, суммарная характеристика всего трубопровода находится на основании предыдущего примера последовательным сложением всех предварительно построенных характеристик отдельных участков. При этом вначале по горизонтали суммируются параллельно включенные участки, а затем их суммарная характеристика складывается по вертикали с характеристиками участков, включенных последовательно.

Следует иметь в виду, что в тех случаях, когда участки трубопровода находятся на разных отметках, при суммировании характеристик необходимо учитывать разность высот между начальной и конечной точками участков.

Для определения пригодности того или иного насоса построенную характеристику трубопровода совмещают с заводской характеристикой насоса. Точка К пересечения характеристик Q — Н трубопровода и насоса и будет рабочей точкой, определяющей фактический расход и напор Н_ф, а также мощность ТУф и к. п. д. т] ф. На рис. 4.6 показан пример наложения характеристик трубопровода и насоса.

В этом примере фактический расход обеспечивается при к. п. д. насоса, близком к максимальному — это основное условие правильного подбора центробежных насосов. Заводские характеристики насосов обычно даются при их работе на воде, поэтому при перекачке вязких нефтепродуктов «водяные» характеристики следует пересчитать на «нефтяные».

В условиях работы трубопроводов нефтебаз с резко изменяющимися расходами, при сохранении постоянства напора, целесообразно применять насосы с «пологими» характеристиками Q — Н. Крутизна таких характеристик у должна быть не более 0,1".

где Н₀ — напор, развиваемый насосом при закрытой задвижке; Н_{v х} — напор... развиваемый насосом при максимальном значении к. п. д.

При постоянном расходе, но при резком колебании напора в трубопроводе целесообразнее применять насосы с крутопадающей характеристикой (у ^>-» 0,1).

Для увеличения производительности насосных станций центробежные насосы включают параллельно, а для получения больших напоров их включают последовательно. Результирующие характеристики насосных станций, при параллельной и последовательной их работе строят так же, как и для трубопроводов.

Работу центробежных насосов чаще всего регулируют прикрытием задвижки на нагнетательной линии. При таком регулировании к. п. д. насоса, снижается.

Производительность поршневых насосов регулируется при помощи обводной линии, по которой часть нефтепродукта перепускается из нагнетательной во всасывающую трубу. Реже применяется регулирование изменением числа оборотов, так как двигатели или совсем не допускают изменения числа оборотов (например, электродвигатели), или допускают в небольших пределах.

Работа поршневых паровых прямодействующих насосов регулируется изменением числа ходов за счет увеличения или уменьшения подачи пара с помощью паровпускного вентиля.

Наибольшее распространение в качестве двигателей для насосов получили электродвигатели переменного тока во взрывозащищенном исполнении. В зависимости от способа обеспечения взрывозащшценности электродвигатели могут иметь следующие исполнения.

Взрывонепроницаемое исполнение (маркировочный индекс В), в котором оболочка электродвигателя может выдержать максимальное давление внутреннего взрыва газовоздушных смесей без ее повреждения. Взрывонепроницаемость электродвигателя обеспечивается охлаждением продуктов взрыва до такой степени, при которой исключается воспламенение взрывоопасной смеси, находящейся вне оболочки машины.

Исполнение при повышенной надежности взрыва (маркировочный индекс Н), при котором электродвигатель должен быть изготовлен таким образом, чтобы исключалась возможность возникновения искры и электрической дуги или нагрева до опасных температур в местах, где они не должны быть при нормальной работе, а также при пусковом режиме или при режиме короткого замыкания. Если электродвигатель имеет нормальные, но искрящие части, то он должен быть заключен в оболочку и иметь любое другое взрывоопасное исполнение. При этом ни на одной из частей электродвигателя, которые могут прийти в соприкосновение со взрывоопасной смесью, ни при каких условиях нормальной работы температура не должна быть выше указанной в правилах изготовления взрывозащищенного и рудничного электрооборудования (ПИВРЭ).

Маслонаполненное (маркировочный индекс М), в котором все нормально искрящие и неискрящие токоведущие части погружены в масло,, таким образом, исключается возможность соприкосновения между частями двигателя и взрывоопасными смесями газов.

Исполнение, по которому электродвигатель ^пР°Дувается под избыточным давлением (маркировочный индекс П). В этом случае электродвигатель заключают в плотно закрытые оболочки, продуваемые чистым воздухом. Внутри оболочки электродвигателя 10*    147;

во время его работы поддерживается избыточное давление, предотвращающее засасывание в нее взрывоопасных газовых смесей. Выбор конкретного электродвигателя производится по существующим каталогам с учетом фактических условий его эксплуатации и в соответствии с правилами ПИВРЭ.

Электродвигатели могут быть синхронные и асинхронные.

Синхронными называются такие электродвигатели, число оборотов ротора (п) которых, определяется выражением

где с — число периодов тока в секунду, иначе частота тока (стандартная частота тока в Советском Союзе с = 50 пер./с); р — число пар полюсов электродвигателя.

В асинхронных электродвигателях число оборотов ротора всегда меньше скорости вращения магнитного поля, т. е. число оборотов асинхронно этой скорости. Степень отставания ротора асинхронного электродвигателя характеризуется так называемым скольжением, которое представляет собой выраженную в процентах разность скоростей вращения магнитного поля и ротора. Скольжение в асинхронных электродвигателях, работающих под нагрузкой, составляет 3—7%.

Мощность на валу асинхронного электродвигателя трехфазного тока определяется по формуле

N=yHlUr\_H cosy,    (4.4)

где I — сила тока в каждом проводе, подводящем ток к электродвигателю; U — напряжение на зажимах электродвигателя; г)„ — к. п. д. электродвигателя; cos ф — коэффициент мощности (коэффициент сдвига фаз) электродвигателя, который падает с уменьшением нагрузки.

Вследствие уменьшения коэффициента мощности при снижении нагрузки по сравнению с нормальной необходимо определять мощность электродвигателя на основании точного расчета.

Асинхронные электродвигатели бывают с короткозамкнутым или с фазовым ротором. В короткозамкнутых электродвигателях обмотка ротора замкнута внутри и не выводится наружу. Фазовый ротор имеет обмотку, соединяющуюся с наружным пусковым реостатом через три контактных кольца и скользящие по ним щетки.

При короткозамкнутом роторе электродвигатель начинает вращаться немедленно по замыкании сети статора (включением рубильника). При этом величина пускового тока в 5—6 раз превышает нормальную. При включении электродвигателей с фазовым ротором в цепь ротора вводится дополнительное сопротивление (реостат), благодаря чему увеличивается пусковой момент .электродвигателя и уменьшается сила пускового тока. Сопротивление реостата после включения постепенно уменьшается и по достижении нормального числа оборотов двигателя выводится полностью, обмотки закорачиваются, и двигатель продолжает работать уже как короткозамкнутый.

Несмотря на некоторые существенные недостатки, асинхронные электродвигатели благодаря простоте эксплуатации, компактности и дешевизне получили широкое распространение в насосных установках малой и средней мощностей.

В насосных станциях большой мощности целесообразнее применять синхронные электродвигатели, обладающие следующими преимуществами, которых нет у асинхронных электродвигателей, а именно: 1) постоянство числа оборотов, не зависящее от нагрузки при неизменной частоте тока; 2) высокий коэффициент мощности, который может изменяться в широких пределах. Благодаря этому синхронный электродвигатель может улучшить общий cos ср в сети (если заставить его работать с опережающим cos ф).

Электродвигатели не допускают длительной перегрузки, поэтому они должны обладать запасом мощности в размере 5—10% для крупных двигателей, 10—30% для средних (мощностью от 1,5 до 7,5 кВт) и до 75% для электродвигателей малой мощности (менее 1,5 кВт).

На нефтебазах, где нет электроэнергии и водяного пара, для привода насосов используются двигатели внутреннего сгорания. Коэффициент полезного действия таких насосных установок колеблется от 0,15 до 0,30. Применяются двигатели внутреннего сгорания типа РМЕ мощностью

14—37 кВт и с числом оборотов 340—430 об/мин и двигатели типа Д и ДК мощностью 15—150 кВт с числом оборотов от 300 до 650 об/мин (меньшее число оборотов относится к двигателям большей мощности).

Наиболее распространенным типом паровых двигателей являются паровые машины, работающие без расширения пара и спаренные с поршневыми насосами (прямодепствующпе паровые насосы). Коэффициент полезного действия прямодействующих паровых насосов составляет лишь около 3%. Поэтому эти агрегаты выгодны только при использовании выхлопного пара. В настоящее время на крупных перевалочных нефтебазах в качестве паровых двигателей насосов используются паровые турбины ОР-ЗОО мощностью 220 кВт и 3000 об/мин, давлением пара на входе 0,9 МПа и на выходе 0,3 МПа, паровые турбины ПТ-40 мощностью 7,3—29,4 кВт и 3000 об/мин, давлением пара на входе 0,8 МПа и на выходе 0,2 МПа и турбины ПТ-1 мощностью 44—58,8 кВт и 2970 об/мин, давлением пара на входе 1 МПа и на выходе 0,15 МПа. Мощности паровых турбин ПТ-40 и ПТ-1 изменяются в зависимости от числа сопел.

Центробежные насосы с приводом от паровых турбин значительно экономичнее прямодействующих паровых насосов и в перспективе должны получить широкое применение особенно на нефтебазах, оперирующих с вязкими и застывающими нефтепродуктами, требующими подогрева. В этом случае котельные вырабатывают пар как для силовых, так и для технологических нужд, причем выхлопной пар насосов и турбин полностью используется для подогрева.

^х § 2. РАСЧЕТ ФУНДАМЕНТОВ ПОД НАСОСНЫЕ АГРЕГАТЫ

Фундаменты под центробежные насосы и электродвигатели рассчитывают на резонанс колебательных движений агрегата и основания.

Если ротор электродвигателя и рабочее колесо центробежного насоса были бы абсолютно уравновешены, то никаких возмущающих колебаний они бы не создавали. Но достигнуть полного совпадения центра тяжести вращающихся масс с осью вращения вряд ли возможно. Обычно имеется эксцентриситет вращающихся масс г₀, вследствие чего появляется неуравновешенная центробежная сила

X = Мг₀ со²,

где М — масса фундамента и агрегата; со — частота колебаний, равная числу оборота двигателя.

Под действием этой силы могут создаваться колебания фундамента. Если частота колебаний фундамента совпадает с частотой колебаний насоса, получается резонанс, т. е. колебания могут увеличиться до размеров, опасных для прочности насоса, электродвигателя и фундамента.

Основные собственные частоты колебаний фундамента обычно меньше рабочих частот центробежных насосов и их совпадение маловероятно. Центробежные насосные агрегаты принадлежат к классу машин, хорошо уравновешенных статически и динамически, их действительный эксцентриситет составляет не более 0,2 мм. Поэтому возмущающие нагрузки, которые вызывают вибрации фундаментов, относительно невелики; они даже в самых неблагоприятных условиях не могут вызвать вибрации недопустимой амплитуды, так-как масса фундамента по отношению к массе вращающихся частей агрегата велика. Для приближенной оценки этого влияния вычислим амплитуду колебания фундамента в наиболее неблагоприятных условиях —[резонанса.

Частота собственных вертикальных колебании фундамента определяется по формуле

^п* ⁼ -кУЧг>    (⁴-⁵>

где к — коэффициент упругого равномерного сжатия грунта (значения к даны в табл. 4.1); F — площадь основания фундамента в м²; произведение kF называется коэффициентом жесткости основания и выражается в кг/м: М — общая масса работающих машин и фундамента в кг

М — т,ф — тп_н- тп_э;

Шф, тп_н, тп_э — массы фундамента, насоса, электродвигателя соответственно в кг; g — ускорение силы тяжести в м/с².

Таблица 4.1

Значения допускаемого статического давления на грунт и коэффициентов упругого равномерного сжатия грунта

Для отсутствия резонанса необходимо, чтобы расхождение е между п₂ и числом вынужденных колебаний насоса п. выраженное в процентах, для фундаментов центробежных насосов и электродвигателей было е 40% . где

_еа=Л?И1₁₀₀.    4,6)

п    '

Поршневые насосы при числе цилиндров менее четырех являются неуравновешенными и поэтому могут вызвать опасные вибрации, фундаменты таких насосов следует рассчитывать и на амплитуду собственных колебаний. Расчет этот ведется по формуле (4.5). Прп этом во избежание резонанса при л< 200 1/мин принимают 8 Зг 100% , а при п 200 1/мин принимают е Зг 50% .

Это означает, что фундаменты низкочастотных поршневых насосов, какими в большинстве случаев являются насосы с кривошипно-шатунными механизмами, следует проектировать так, чтобы собственные частоты их были выше рабочих частот насосов. Повысить значения п₂ проще всего увеличением F при неизменном весе фундамента. А это значит, что надо уменьшить высоту фундамента.

Кроме вышеизложенного динамического расчета, фундаменты рассчитывают еще на статическую нагрузку для определения удельного давления на грунт.

Удельное давление на грунт от веса насоса и фундамента определяют по формуле внецентрен-ного сжатпя

^{Р =} ^Т^{* ^±Т')^<^доп_>    (4-7)

где    —    общая    масса    фундамента    Мф    и    агрегата

с оборудованием (M_R + М₃); F — площадь подошвы фундамента;, I — эксцентриситет центра тяжести общей массы фундамента и агрегата относительно _t центра тяжести площади подошвы фундамента.

т

¦    Значение    эксцентриситета равнодействующей

общей массы для случая, изображенного на рис. 4.7, определяется как

I

Рис. 4.7. К расчету фундамента насосиой установки^

e = j-m_t

где т, — координата равнодействующей массы фундамента и агрегата. Из рис. 4.7 следует, что

М_ЯХ\ -j- Мэ Х₂ -j- Мф —

Ж+М7+Мф

Для обеспечения равномерной осадки фундамента эксцентриситет не должен быть более 5% от размера I той стороны подошвы фундамента, в направлении которой смещен центр тяжести.

Найденные по формуле (4.7) значения р_доп должны быть положительными и не превосходить допускаемых значений, приведенных в табл. 4.1.

Отрицательные значения р означают, что фундамент отрывается от грунта.

Фундаменты под насосы выполняют из кирпича, бутобетона, бетона марки 90 и железобетона. Фундаменты в плане делают на 100—150 мм шире и длиннее плиты насоса и несколько приподнимают над полом. Если учитывать, что малые насосы будут заменяться большими, то размеры фундамента следует рассчитывать по большим насосам. Фундаментные болты закладывают в приготовленные для них гнезда и заливают цементным раствором.

На фундаменты под насосные агрегаты не рекомендуется опирать и жестко связывать с ними части сооружения и конструкции, которые могут передавать

вибрации основным элементам здания (стенам, колоннам, перекрытиям) насосной.

При невозможности выполнения этого требования (например, для внутренней перегородки в насосной) для уменьшения вибрации между фундаментом насосов и опираемой конструкцией устанавливают упругие прокладки (резину, войлок и др.).

Для предотвращения разрушения бетонной поверхности фундамента от вредных действий нефтяных масел необходимо покрывать их слоем штукатурки с 5%-ным раствором стекла и цемента.

§ 3. ЭКСПЛУАТАЦИЯ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ

Основными требованиями, предъявляемыми к эксплуатации насосных станций, являются: надежная (безаварийная) и экономичная работа станции; безопасность работы, достигаемая точным выполнением правил технической безопасности; обеспечение нормальных санитарно-гигиенических условий работы обслуживающего персонала.

Надежная работа насосных станций возможна лишь при систематическом и тщательном поддержании всего оборудования в исправном состоянии. Для достижения этого необходимо установить правильный эксплуатационный режим работы насосов, осуществлять систематический уход и надзор за состоянием оборудования, своевременно производить текущий и планово-предупредитель-ный ремонты оборудования.

Для обеспечения наиболее экономичной работы насосных установок необходимо постоянно добиваться работы их при высоких к. п. д. и максимального значения коэффициента мощности (cos ср).

Основные требования по технике безопасности сводятся к следующему.

Перед пуском в ход насосного агрегата необходимо проверить исправность двигателя, насоса и предохранительных устройств. Воспрещается исправлять всякие неполадки на ходу агрегата. Все движущиеся части агрегата, а также передачи от двигателя к насосу должны быть ограждены съемными кожухами.

Персонал, связанный обслуживанием электроустройств станции, должен строго выполнять «Правила безопасности при эксплуатации электрических устройств станции и подстанции».

Эксплуатационная работа насосной станции должна быть отражена в следующих документах:

1)    в суточной ведомости, в которой отмечаются часы работы насосов и двигателей, время пуска и остановки агрегатов, ежечасные показания приборов, мелкий ремонт, расход энергии, топлива, смазки в смену, а также аварии и их причины;

2)    в ремонтном журнале, в котором отмечаются текущие, капитальные и аварийные ремонты.

Указываются причины ремонта, какие работы произведены, какие части отремонтированы или заменены.

Одним из основных средств повышения технико-экономических показателей насосных станций крупных перевалочных нефтебаз является автоматизация управления. При этом может быть осуществлен полный автоматизированный контроль работы насосных агрегатов: пуск и остановка, управление запорной арматурой, автоматическое отключение насосного агрегата в случае падения или повышения давления в трубопроводе, повышения температуры подшипников насоса и электродвигателя. Имеется много разработанных схем автоматизации насосных станций, но недостаточный объем их внедрения не позволяет судить о конкретных их эксплуатационных и технико-экономических показателях.

На рис. 4.8 показана схема электрических соединений блока управления задвижкой, основанная на принципе реверсивного магнитного пускателя.

Для открытия задвижки замыкается контакт кнопки КО, что приводит к возбуждению катушки контактора открытия О, главные контакты которого О в цепи двигателя привода задвижки Д, замыкаясь, включают двигатель. Задвижка открывается, и контакт связанного с ее валом конечного выключателя ВК обесточивает катушку контактора О, что приводит к остановке двигателя.

Закрытие задвижки осуществляется при замыкании    ~ 380/220 В

Рис.

Электрическая схема автоматического управления задвижкой.

контакта кнопки КЗ, при котором возбуждается катушка контактора закрытия 3, главные контакты которого включают двигатель Д для вращения в обратном направлении.

Реле тока Т защищает двигатель от перегрузок, в частности при полном закрытии задвижки, когда конечный выключатель не отключит двигатель точно в момент, соответствующий окончанию ее закрытия. Кнопка КС позволяет останавливать двигатель Д при любом положении задвижки.

Сигнализация положения задвижки осуществляется лампами ЛЗ и JIK, в цепи которых имеется двухполюсный пакетный выключатель 2ПВ. Защита от коротких

замыканий обеспечивается автоматическим выключателем АВ, установленным совместно с трехполюсным пакетным выключателем 1ПВ на вводе шкафа, рассчитанного на установку четырех таких блоков.

На рис. 4.9 представлена электрическая схема автоматического управления насосной установкой. При установке ключа управления УП в положение I замыкаются его контакты 1 и 2 и вводится в действие система автоматического управления. Включение насосной установки осуществляется подачей командного импульса с пульта управления, в результате чего автоматически выполняются все операции, необходимые для пуска установки.

Отключается насосная установка дистанционно с пункта управления, а также при действии защиты. В последнем случае автоматически включается резервная установка.

Для дистанционного пуска насоса на пункте управления замыкают контакт ключа КПД, в результате чего питание будет подаваться катушке КВ включения выключателя высокого напряжения (в. н.) через контакт 1УП, контакт конечного выключателя ВКЗ задвижки, установленной на выходе насоса, блок-контакт выключателя ЛВ. Введение контакта ВКЗ, замкнутого при закрытой задвижке, делает невозможным пуск насоса при открытой задвижке. Когда давление на выходе насоса достигает заданного значения, замыкается контакт ВД установленного там электроконтактного манометра, что приводит к выключению реле РВД. Контакт РВД включает контактор О открытия задвижки, что означает окончание пуска насоса.

Для дистанционной остановки насоса на пункте управления замыкается контакт ключа КОД, в результате чего питание будет подаваться катушке КО

[] ©(р), (] О

-•-6- -'-'•С:

л в I ^квСтЗ

_4__

ПРКП ) РКГГ\ РА

“TF—Г

_y/7r?:

¹'

квд^ji

пв

Аварийная остановка насоса

Давление на выходе насоса

Управление

электродвигателем

Реле-индикаторы

насоса

Управление задвижкой на выходе насоса

Пуск

OmKpoimue

Закрытие

Остановка

'О 2;

з^!

> *> «г *

^ е ? * ь ^ г* э

Ci

Vs *

о. *

с:

II

t^- 'Ъ

II

^ В

v ** * S

^ а:

э- =ъ

Рис. 4.9. Схема автоматического управления насосной установкой.

отключения выключателя в. н. После отключения последнего двигатель останавливается, и задвижка закрывается в результате возбуждения катушки контактора 3 по цепи, замкнутой блок-контактом выключателя ЛВ. Автоматическая остановка насоса происходит в результате возбуждения реле РО, контакт которого замыкает цепь катушки отключения выключателя КО.

Реле КО срабатывает при:

1)    снижении давления на выкнде насоса;

2)    перегреве подшипников;

3)    снижении давления воздуха ниже допустимого значения в системе вентиляции двигателя.

В первом случае замыкается контакт НД электроконтактного манометра, включающий реле времени РВ, контакт которого замыкается с выдержкой времени. Катушка реле РО возбуждается и самоблокируется. Выдержка времени предусмотрена для исключения работы реле РО при кратковременных ¦и случайных колебаниях давления на выходе насоса, а также в период пуска насоса, когда напор его невелик.

При перегреве подшипников насоса размыкаются контакты ВТ температурного реле и обесточивается катушка реле РКП. Контакт последнего замыкается, возбуждает катушку реле-повторителя ПРКП, контакт которого подключает к питанию реле РО.

При уменьшении давления воздуха в системе вентиляции двигателя насоса ниже допустимого значения замыкается контакт НДВ сигнализатора падения давления, что приводит к возбуждению реле РА. Контакт последнего включает в цепь питания катушки реле РО.

Автоматическое включение другого (резервного) насоса при отключении данного насоса в результате работы перечисленных видов защиты достигается введением контакта РО данного насоса в цепь включающей катушки КВ привода другого насоса.

Местное управление при разомкнутых контактах 1 а 2 переключателя управления осуществляется путем воздействия на кнопки КУВ, КУО, КО и КЗ, установленные на щите управления.

§ 4. РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ НЕФТЕБАЗ НА ПРОЧНОСТЬ

Стальные трубопроводы нефтебаз рассчитывают на прочность по предельным состояниям. Предельным состоянием трубопровода называется такое состояние, при котором дальнейшая его эксплуатация приведет к разрушению. Для трубопроводов предельными состояниями являются: 1) несущая способность (прочность и устойчивость); 2) предельные деформации.

При расчете трубопроводов по первому предельному состоянию прочность материала труб (сварные соединения принимаются равнопрочными основному материалу труб) характеризуется величиной нормативного сопротивления R^a. Различают два предельных нормативных сопротивления:    —    нормативное

сопротивление, равное наименьшему значению временного сопротивления разрыву материала труб; R\ — нормативное сопротивление, равное наименьшему значению предела текучести прп растяжении, сжатии и изгибе материала труб и сварных соединений. Значения R\ и для некоторых сталей приведены в табл. 4.2.

Таблица 4.2

Значения нормативных сопротивлений некоторых сталей для труб

Расчетное сопротивление материала труб принимается:

R_x = Rik^m./,

В₂ = И*к<т₂т_ъ^

Коэффициент однородности при разрыве стали ................0,8—0,85

Коэффициент однородности труб, изготовленных из сталей к₂:

где 6 — расчетная толщина стенки трубы; d_H — наружный диаметр трубы; р — рабочее давление в трубопроводе; п — коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе (п — 1,2).

Толщины стенок усиленного штуцера тройникового соединения, конических переходов, гладких и сварных отводов и выпуклых заглушек определяются по формулам (4.8) и (4.8 а), в которые вводится множитель а — коэффициент несущей способности соответствующей детали трубопровода (а = l-f-1,3).

Толщину стенок наземных безнапорных трубопроводов надо рассчитывать по величине максимального изгибающего момента по формуле (3.54). Для подземных трубопроводов при подсчете суммарного изгибающего момента добавляется максимальный момент от веса грунта по формуле (3.58). Толщина стенки безнапорного подземного трубопровода должна удовлетворять условию устойчивости формы под действием внешней нагрузки по формуле (3.59).

Величина внешней нагрузки складывается из давления грунта, рассчитанного по (3.57), и давления от веса сосредоточенного груза (Р_с-Н), которая может быть вычислена по формуле Буссинеска:

Толщину стенки порожнего безнапорного трубопровода вычисляют по>‘ формулам (3.52) и (3.59) без учета момента от веса жидкости (^М = М₂ +

— М₃). Подземные безнапорные трубопроводы большого диаметра надо проверять на устойчивость первоначальной формы поперечного сечения под действием внешней нагрузки Р по формуле

3Е1_

LRS

где Р_кр = кР: к — запас прочности, равный 1,5.

Определение допустимого радиуса упругого изгиба

При прокладке трубопроводов на местности ось трубы, как правило, находится в изогнутом состоянии из-за неровностей рельефа и поворотов трасс~ в горизонтальной плоскости. Изгиб трубы чаще всего происходит в упругой стадии работы металла « использованием естественной гибкости

Рис, 4.10. Расчетные схемы определения радиуса упругого нзгпба трубопровода (а) и предельного пролета трубопровода на опорах (б).

трубопровода. Основной величиной, определяющей гибкость трубы, является' радиус упругого изгиба р, для определения которого воспользуемся схемой на рпс. 4.10, а.

Определим продольные напряжения прп упругом изгибе трубы радиусом р. Удлинение внешнего волокна

Л6¹ = S₂ ’Si,

где — длина нейтральной осп.

Принимая приближенно треугольник ADB за прямоугольный, можно записать

/

Относительное удлинение внешнего волокна

г = —= —

Si 2р

Продольное напряжение изгиба, соответствующее этой относительной деформации, определим по закону Гука

2р

Отсюда допустимый предельный радпус упругого изгиба

ь--^г2ш-    (^4Л0>

Расчет трубопроводов на опорах

Некоторые технологические трубопроводы нефтебаз целесообразно укладывать над землей на опорах (например, «горячие» нефтепроводы с теплоизоляцией, паропроводы, конденсатопроводы, переходы, трубопроводы, укладываемые на кронштейнах внутри помещений, и др.). Опоры под эти трубопроводы строят двух типов: свободные и неподвижные («мертвые»). Свободные опоры позволяют трубопроводу передвигаться в осевом направлении и ограниченно в поперечном.

Неподвижные опоры закрепляют в определенном положении арматуру трубопроводов, не допускающую перемещения: задвижки, тройники, крестовины, компенсаторы термических напряжений и др.

Расстояние между опорами /₀ определяют исходя пз условий работы металла в упругой стадии. Для определения /₀ рассмотрим участок трубопровода, лежащий на двух опорах (рпс. 4.10. б). Для упрощения расчета трубу с нефтепродуктом будем рассматривать как многопролетную разрезную, свободно лежащую балку, изгибающуюся под влиянием собственного веса по радпусу р. При этом трубопровод прогнется на величину стрелы прогиба /. Из треугольника ABD следует:

р² = (р-/)²+(| У

Раскрывая скобки и пренебрегая /² вследствие малости по сравнению «с р, получаем

Р = !    (4.11)

Для свободно лежащей однопролетной балки стрела прогиба

1 =    («2)

где q — нагрузка на единицу длины трубы, слагающаяся пз веса трубы, арматуры, продукта, изоляции и др.; I — момент инерции сечения трубы.

Подставив в (4.11) значения р из (4.10)-и / из (4.12) и решив полученное уравнение относительно /₀, получим

⁽⁴'^,3)

Расчет опор, подвесок и кронштейнов сводится к определению действующих нагрузок и проверки их прочности. Величина нагрузки на опору складывается из собственного веса трубопровода, веса заполняющей его жидкости,, наружной изоляции, а также усилий, возникающих в результате температурных, деформаций трубопровода.

Свободные опоры рассчитывают по вертикальным и горизонтальным нагрузкам. При равномерной осадке опор вертикальная нагрузка

<?в = ?г.

По величине силы Q_B определяют необходимую площадь опорной поверхности.

Стойки опор рассчитывают на продольный изгиб под действием силы Q_B по формуле (3.81).

Горизонтальная нагрузка зависит от типа опор. Для скользящих опор (при условии равномерной их осадки) горизонтальная нагрузка

N = <2вИс,

где ji_c — коэффициент трения скольжения.

Типы и размеры неподвижных опор выбирают в зависимости от способа, прокладки трубопровода и величины действующей на опору силы. Осевое усилие, действующее на эти опоры, зависит от способа компенсации термических напряжений и расположения опор.

§ 5. ТЕРМИЧЕСКИЕ НАПРЯЖЕНИЯ IВ ТРУБОПРОВОДАХ

В процессе эксплуатации рабочая температура трубопроводов t_p иногда значительно отличается от той температуры t_y, при которой этот трубопровод был смонтирован (уложен). В результате в теле трубы возникают деформации удлинения или укорочения, определяемые формулой

AL = aL (t_y — t_p),    (4.14)

где а — коэффициент линейного расширения металла трубы (для стали а = = 0,00012 1/°С); L — длина трубопровода.

Знак минус в формуле (4.14) означает удлинение трубопровода, а знак плюс — укорочение    его.-    В    свободно лежащем    трубопроводе    эти    деформации

легко    компенсируются    за    счет искривления оси    трубопровода.    Но    если    прямой

участок трубопровода не может свободно деформироваться вследствие закрепления его по концам неподвижными опорами, то в нем по закону Гука возникнут температурные продольные напряжения, величина которых может быть определена соотношениями:

a_t=:eE=:AL_E    (4.15)

L/

или

o_t = aE (f_y-fp),

где е — относительное удлинение; Е — модуль упругости материала трубы..

159?

Приняв t_y — t_p = 1° С и Е — 0,21 • 10⁵ МПа, получим, что при изменении разности температур на 1° С в стальном закрепленном трубопроводе возникают напряжения, равные a_t = 0,00012 • 0.21 • 10® • 1    2,5    МПа.

При возникновении в закрепленном трубопроводе термических напряжений начинает действовать осевая спла

N = o_tF_Q,    '    (4.16)

где F₀ — площадь поперечного сечения металла трубы.

Осевая (продольная) сила при достижении очень большого значения способна разрушить трубопровод, арматуру и опоры. Например, если по трубопроводу размером 325 X 8 мм, уложенному прп температуре 0^; С, перекачивается нефтепродукт с температурой -г40° С, то в ней возникает продольная сила сжатия, равная 82 тс. Из формулы (4.16) видно, что на величину N длина трубопровода не влияет.

а — угловой участок; б — z-образяый участок.

Величина деформации подземных трубопроводов вследствие колебания температуры по сравнению с наземными при одной и той же At будет значительно меньше. Это объясняется тем, что деформациям подземных трубопроводов, уложенных непосредственно в толще грунта, большое сопротивление оказывает сила трения поверхности трубы о грунт

T = \ip_rpndL,    (4.17)

где ц — коэффициент трения наружной поверхности трубы о грунт. Если трубопровод снаружи покрыт только битумной антпкоррозпонной изоляцией, _то jo, = 0,4-М),6. Для свежезасыпанных траншей приведенные значения |л необходимо уменьшить на 50%; р_гр — давление грунта на поверхность трубы; L — длина трубопровода.

Приравняв силы Т и N, можно определить длину трубопровода, прп которой силы трения полностью уравновесят силу от термических напряжений,

\ip_r9ndL = e_iF_Q\

_L ^ aE(f_y-t_p)8_    ₄

№р ^v

Для разгрузки трубопроводов от термических напряжений чаще всего используют естественную гибкость труб, прокладывая трассу таким образом, чтобы прямые участки чередовались с криволинейными. Такие трубопроводы называются самокомпенсирующимися. На рис. 4.11, а, б показаны два наиболее распространенных вида самокомпенсирующихся участка трубопровода.

Как видно из схемы, прп нагреванпп такой трубопровод будет деформироваться п прпмет положение, показанное пунктиром.

Самокомпенспрующпйся угловой участок (см. рис. 4.11, а) состоит из короткого плеча 1_г п длинного угол .между которыми равен <р. Наибольшее изгибающее напряжение cs_mai на неподвижной опоре короткого плеча

^<4Л9>

где А₁ — удлинение короткого плеча; п — отношение короткого плеча к длинному (п = ZjV,).

Рис. 4.12. Компенсаторы. а — односторонний сальниковый; б — линзовый; в «— гнутый.

Для прямоугольных участков при ф = sin ср = 1; ctg tp = 0 формула

(4.19) примет вид

ст_тах = ^^(я-1).    (4-20)

Конфигурация трубопровода с z-образныяи участками (см. рис. 4.11, б) характеризуется длинами продольных плеч 1{ и />, вылетом I (длина перпендикулярного плеча) и отношением короткого продольного плеча 1[ к вылету I, ?'

т. е. п = В этом случае наибольшее пзгпбающее напряжение вычисляется по формуле

6 SEd

(4.21)

Если самокомпенсацпей не удается полностью разгрузить трубопровод от температурных напряжений, применяют специальные компенсаторы. Наибольшее распространение получили сальниковые, линзовые и гнутые компенсаторы.

Сальниковые компенсаторы (рис. 4.12, а) состоят из корпуса и скользящего в нем стакана. Герметичность компенсаторов обеспечивается сальниковой набивкой. Изготовляют компенсаторы двух типов: односторонние и двухсторонние. Двухсторонний компенсатор обеспечивает перемещение правой и левой ветвей трубопровода.

Для сальниковых компенсаторов требуется весьма точный монтаж. Перекосы присоединяемых трубопроводов вызывают заедание стакана и разрушение компенсатора.

Габаритные размеры компенсаторов подбираются в зависимости от расчетной величины деформации трубопровода. Преимуществом сальниковых компенсаторов являются их компактность и сравнительно большая компенсирующая способность (до 300 мм). Компенсаторы на низкие давления выполняют из чугуна, а на давление до 1,6 МПа (для труб диаметром 76—300 мм) — из стали. Сальниковые компенсаторы не рекомендуется применять при малых диаметрах труб, так как они часто перекашиваются и «заедают» вследствие большой естественной гибкости трубопровода. В случае заедания компенсатора на неподвижные опоры, находящиеся на концах компенсируемого участка, будет действовать продольная сила

где р — внутреннее давление в трубопроводе.

Это обстоятельство ограничивает применение сальниковых компенсаторов при высоких давлениях.

Линзовые компенсаторы (рис. 4.12, б) представляют собой гибкую вставку в трубопровод, состоящую из попарно сваренных линз, так что каждая пара образует волну высотой 50—200 мм. Компенсирующая способность одной волны в зависимости от толщины стенки составляет от 5 до 15 мм.

Для предотвращения продольного изгиба и неравномерной работы волн компенсатор составляют не более чем из 12 волн. Линзовые компенсаторы просты по конструкции, герметичны, имеют малые габаритные размеры, удобны в обслуживании. Недостатком линзовых компенсаторов является сравнительно низкое допускаемое внутреннее давление в трубопроводе, так как возникающая в компенсаторе разрывающая сила пропорциональна квадрату диаметра волны:

N:

(4.22)

Гнутые компенсаторы (рис. 4.12, в) изготовляют из тех же труб, из которых смонтирован трубопровод. Из всех известных форм наибольшее распространение получили простые в изготовлении П-образные компенсаторы. В отличие от рассмотренных выше типов гнутые компенсаторы пригодны для высоких давлений и герметичны. Недостатками их являются значительные габаритные размеры. Расчет гнутых компенсаторов ведут по специальным номограммам, одна из которых представлена на рис. 4.13.

Монтаж гнутых компенсаторов, как правило, ведется с предварительной растяжкой на половину температурного удлинения трубопровода. Это позволяет вдвое увеличить компенсирующую способность компенсатора.

В процессе эксплуатации технологических трубопроводов появляется необходимость периодического освобождения их (например, для смены перекачиваемых нефтепродуктов, производства ремонтных работ, реконструкции и др.).

Д,мм

Вылет щупенсатора А чм

Рис. 4.13. Номограмма для расчета П-образных компенсаторов.

Трубопроводы могут быть освобождены от нефтепродуктов одним из следующих способов:

1)    спуском нефтепродуктов самотеком в специальные приемники с последующей откачкой в резервуар;

2)    прокачкой трубопровода водой с применением эластичных разделителей;

3)    продувкой нефтепровода сжатым воздухом.

Прп освобождении трубопровода последним способом возможны три варианта в зависимости от профиля местности:

1)    трубопроводы спускаются в направлении продувки;

2)    трубопроводы поднимаются в направлении продувки;

3)    трубопроводы имеют комбинированный профиль (с подъемами и спусками).

В первом случае продувка ускоряет самотечное освобождение. Во втором случае воздух движется в виде отдельных крупных пузырей, вытесняя соответствующий объем нефтепродукта; так как с повышением расхода воздуха его объем в трубопроводе увеличивается, то соответственно растет и объем вытесняемого нефтепродукта.

Замещение нефтепродуктов в технологических трубопроводах

Для предупреждения порчи нефтепродуктов, перекачиваемых по техноло гическим трубопроводам, наиболее совершенным способом эксплуатации является перекачка каждого сорта нефтепродукта по специально отведенному для него трубопроводу. Однако многие нефтебазы оперируют с весьма широким ассортиментом нефтепродуктов (особенно масел), и прокладка отдельных трубопроводов, а также установка отдельных насосов для перекачки каждого сорта нефтепродукта экономически нецелесообразно. Поэтому число трубопроводов сокращают за счет перекачки нескольких сортов нефтепродуктов по одной трубе. Но не все нефтепродукты целесообразно перекачивать по одному нефтепроводу.

Для решения вопроса о числе нефтепроводов на нефтебазе ниже приводится примерная разбивка нефтепродуктов в зависимости от их физико-химических ствойств;

Топливо

1)    автомобильные бензины неэтилированные, тракторный керосин;

2)    автомобильные бензины этилированные;

3)    керосин осветительный, дизельное топливо для быстроходных дизелей, соляровое масло;

4)    моторное топливо и мазуты;

5)    топливо ТС-1, Т-1, Т-2;

6)    бензины авиационные.

Масла

1)    авиационные, МТ-16п, компрессорное Т;

2)    трансформаторное, турбинное JI;

3)    индустриальные 12, 20, 50 и АУ;

4)    индустриальные 30 и 45, автотракторные АК-5 и АКЗп-6;

5)    дизельное, автотракторное АК-15, компрессорное М;

6)    веретенные и машинные дистилляты;

7)    цилиндровое 11, моторное, автотракторное АК-10;

8)    цилиндровые 24, 38 и 52;

9)    трансмиссионное, осевое.

Глава 5 потери нефтепродуктов ii методы их сокращения  »

Библиотека »