7. 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.

7.1 Подбор насосного оборудования

Подбор насосов удобнее всего проводить по производительности приёмо-раздаточного устройства (ПРУ) резервуара (табл. прил. 4.1).

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.

После выбора ПРУ, по его производительности подбираются возможные варианты насосно-силовых агрегатов. Результаты заносятся в таблицу (табл. 4.2).

Для компоновки насосной станции целесообразно использовать насосы типа НД (табл. прил. 3.1).

Для окончательного выбора насосно-силового агрегата производиться его проверка на всасывающую способность (7.1).

Δh_доп ≥ |H_s|, (7.1)

где: Δh_доп – допустимый кавитационный запас для нефтепродукта, м;

H_s – допустимая высота всасывания насоса, м.

, (7.2)

где: H_s – допустимая высота всасывания насоса, м; P_а – давление барометрическое, Па; P_s – давление насыщенных паров, Па; ρ– плотность нефтепродукта при самой низкой температуре воздуха, кг/м³; _вх – скорость жидкости во входном патрубке, м/с; g – ускорение свободного падения, м²/с;

Скорость жидкости во входном патрубке выбирается в зависимости от вязкости нефтепродуктов (табл. прил. 4.3).

7.2 Подбор электродвигателей насосов

Подбор электродвигателей производиться по требуемой мощности, определяемой по формуле (4.3):

, (7.3)

где: ρ– плотность нефтепродукта при самой низкой температуре воздуха, кг/м³; g – ускорение свободного падения, м²/с; Q – максимальная производительность, которую имеет насос при его эксплуатации, м³/ч (табл. прил. 3.9); Н – напор насоса соответствующий максимальной производительности, м (табл. прил. 3.9); η_нас – КПД насоса (табл. прил. 3.9); η_дв – КПД электродвигателя, должно равняться КПД насоса; К_з – коэффициент запаса мощности, принимается в размере 1,15 для двигателей мощностью < 500 кВт.