DataLife Engine > Версия для печати > Проектування насосної установки проміжної нафтоперекачувальної станції

Анотація

У цій роботі проведено проектування насосної установки проміжної нафтоперекачувальної станції. Розрахований необхідний напір, який має розвивати станція. З цього натиску і заданої продуктивності визначено тип і кількість насосів, характеристики яких приведені до робочої точці нафтопроводу. Також по умовному діаметру труби і по певному тиску підібрана запірна арматура, фільтри-грязеуловители, система гасіння ударної хвилі. У додатку до пояснювальної записки представлені малюнки габаритного креслення насосного агрегату, креслення технологічної схеми проектованої проміжної нафтоперекачувальної станції. Креслення виконаний на аркуші формату А3. p align="justify"> Сторінок __, малюнків 17, таблиць 3, додатків 1.

The summary

In the given term paper designing of pump installation of intermediate petropumping over station is spent. The necessary pressure which the station should develop is calculated. On this pressure and the set productivity the type and quantity of the pumps which characteristics are led to a working point of an oil pipeline is defined. Also the armature, filter colatorium, system of clearing of a shock wave is picked up for conditional diameter of a pipe and on certain pressure. In the appendix to an explanatory note drawings of an outline drawing of the pump unit, system Arkron-1000, the drawing of the technological scheme of projected intermediate petropumping over station. Drawing are executed on sheet of format А3.__, figures 17, tables 3, appendices 1. p align="center"> Зміст

Введення

1. Теоретична частина

1.1 Класифікація нафтоперекачувальних станцій

1.2 Технологічні схеми нафтоперекачувальних станцій

1.3 Насоси магістральних нафтопроводів

2. Вибір магістральних насосів проміжної нафтоперекачувальної станції

2.1 Визначення напору, створюваного нафтоперекачувальної станцією

2.2 Приведення характеристик насосів до входу в трубопровід

3. Вибір фільтрів-грязеуловітелей

4. Система згладжування хвиль тиску

5. Вибір запірно-регулюючої арматури

5.1 Основні типи запірно-регулюючої арматури

5.2 Вибір кранів для технологічної обв'язки НПС

5.3 Вибір зворотних клапанів для технологічної обв'язки НПС

6. Допоміжні системи насосного цеху

6.1 Система розвантаження та охолодження торцевих ущільнень

6.2 Система змащення й охолодження підшипників

6.3 Система відкачування витоків від торцевих ущільнень

6.4 Засоби контролю й захисту насосного агрегату

Висновок

Список використаної літератури...

Введення

Нафта, нафтопродукти і газ доставляються трубопровідним, залізничним, морським, річковим і автомобільним транспортом.

Всі ці види транспорту мають свої особливості. Вони розрізняються за ступенем розвитку і регіонального розміщення, за рівнем технічної оснащеності та умовам експлуатації, можливостями освоєння різних вантажопотоків по пропускній і провізної здатності на окремих напрямках і ділянках, за технічними параметрами і техніко-економічними показниками і іншими даними. p align="justify"> Росія є одним з найбільших експортерів нафти і газу в світі, а також в нашій країні проходить чимало магістральних трубопроводів.

Трубопровідний транспорт володіє великою кількістю переваг:

. Магістральні трубопроводи дозволяють забезпечити можливість подачі практично необмеженого потоку нафти, автобензинів, дизельних і реактивних палив в будь-якому напрямку;

. По магістральних трубопроводах можна здійснювати послідовну перекачку нафти різних сортів або нафтопродуктів різних видів, а також різних газів;

. Робота магістральних трубопроводів неперервна, планомірно протягом року, місяця, доби і не залежить від кліматичних, природних, географічних та інших умов, що гарантує безперебійне забезпечення споживачів;

. Трубопровід може бути прокладений практично у всіх районах РФ, напрямках, в будь-яких інженерно-геологічних, топографічних і кліматичних умовах;

насосна установка нафтопереробна станція

5. Траса трубопроводу - це найкоротший шлях між початковим і кінцевим пунктами проходження і може бути значно коротше, ніж траси інших видів транспорту;

. Спорудження трубопроводів проводять в порівняно нетривалі терміни, що забезпечує швидке освоєння нафтових і газових родовищ, потужності нафтоперекачувальних заводів;

. На магістральних трубопроводах може бути забезпечено застосування частково або повністю автоматизованих систем управління технологічними процесами (АСУ ТП) перекачування нафти, нафтопродуктів і газу;

. Трубопровідний транспорт має кращі техніко-економічні показники в порівнянні з іншими видами транспорту нафтових вантажів, а для транспорту природного газу, що знаходиться в газоподібному стані, є єдино можливим. p align="justify"> Можливість значною автоматизації та телемеханізації, впровадження систем автоматизованого управління технологічними процесами сприяє підтримці оптимальних режимів експлуатації трубопровідних систем, скороченню витрати електроенергії, а також втрат нафти, нафтопродуктів і газу при перекачуванні, скорочення чисельності обслуговуючого персоналу.

Однак, незважаючи на згадані переваги, потрібно відзначити і два істотні недоліки: велика витрата металу і "жорсткість..." траси перевезень, тобто неможливість зміни напрямку перевезень нафти, нафтопродуктів чи газу після будівлі трубопроводу.

1. Теоретична частина

1.1 Класифікація нафтоперекачувальних станцій

Для створення і підтримки в трубопроводі напору, достатнього для забезпечення транспортування нафти, необхідні нафтоперегонні станції. Основне призначення кожної нафтоперекачувальної станції полягає в тому, щоб забрати нафту з перетину трубопроводу з низьким напором, за допомогою насосів збільшити цей натиск і потім ввести нафту в перетин трубопроводу з високим напором. Основними елементами НПС є насосні агрегати, резервуари, системи підвідних та розподільчих трубопроводів, вузли обліку, пристрої прийому і пуску очисних пристроїв і потокових засобів діагностики, а також системи змащення, вентиляції, опалення, енергопостачання, водопостачання, автоматики, телемеханіки і т.п.

НПС - це складний комплекс інженерних споруд, призначених для забезпечення перекачування заданої кількості нафти або нафтопродуктів. НПС магістральних трубопроводів поділяють на головні та проміжні. p align="justify"> Головний НПС розташовується поблизу нафтових збірних промислів або нафтопереробних заводів і призначається для прийому нафти або нафтопродуктів і для забезпечення їх подальшої перекачування по трубопроводу. Всі об'єкти, що входять до складу перекачувальних станцій, можна розділити на дві групи:

) об'єкти основного (технологічного) призначення;

) об'єкти допоміжного і підсобно-господарського призначення.

До першої групи відносять: основну та підпірну насосні станції (насосні цеху); резервуарний парк; мережа технологічних трубопроводів з майданчиками фільтрів і камерами засувок або вузлами перемикання; вузли обліку; камеру пуску-прийому очисних пристроїв, поєднану з вузлами підключення до трубопроводу; вузли запобіжних і регулюючих пристроїв.

До другої групи відносять: знижувальну електростанцію з відкритим і закритим розподільними пристроями; комплекс споруд з водопостачання станції і селища при ній; комплекс споруд з водовідведення побутових та промислово-зливових стоків; котельню з тепловими мережами; інженерно лабораторний корпус; пожежне депо; вузол зв'язку; механічні майстерні; майстерні контрольно-вимірювальних приладів (КВП) і автоматики; гараж; адміністративно-господарський блок з прохідною; складські приміщення для обладнання і ПММ і т.д.

Головні НПС є найбільш відповідальною частиною всього комплексу магістрального трубопроводу і багато в чому визначають його роботу в цілому. На них виконують такі основні технологічні операції: прийом і облік нафти або нафтопродуктів, закачування їх у резервуарний парк для короткострокового зберігання, відкачку нафти або нафтопродуктів в трубоп...ровід; прийом, запуск очисних, розділових і діагностичних пристроїв. Крім того, виробляють внутрішньостанційні перекачування (перекачку з резервуара в резервуар, перекачку при зачистці резервуарів і т.д.). На головних станціях можна виробляти підкачування нафти або нафтопродуктів з інших джерел надходження, наприклад з інших трубопроводів. p align="justify"> Проміжні НПС призначені для підвищення тиску перекачується рідини в трубопроводі, і їх розміщують по трасі згідно гідравлічного розрахунку. Вони мають у своєму складі в основному ті ж об'єкти, що головні перекачувальні станції, але місткість їх резервуарів значно нижче, або вони відсутні (залежно від прийнятої схеми перекачування). Відсутні на проміжних НПС вузли обліку, підпірна насосна (за відсутності резервуарного парку). p align="justify"> Як правило, магістральні нафтопроводи розбивають на так звані експлуатаційні дільниці з протяжністю 400 - 600 км, що складаються з 3 - 5 ділянок, розділених ПНПС, що працюють у режимі "з насоса в насос", і, отже , гідравлічно пов'язаних один з одним. У той же час експлуатаційні дільниці з'єднуються один з одним через резервуарні парки, так що протягом деякого часу кожен експлуатаційна дільниця може вести перекачування незалежно від сусідніх ділянок, використовуючи для цього запас нафти своїх резервуарів. p align="justify"> Будівництво НПС магістральних трубопроводів відрізняється великою трудомісткістю, необхідністю виконувати різні за обсягом і характером будівельні, монтажні та спеціальні роботи в різних природно-кліматичних зонах. Значний обсяг робіт вимагає залучення великих матеріальних витрат і трудових ресурсів. Залучення трудових ресурсів при будівництві НПС в окремих районах утруднене через відсутність соціальної інфраструктури. У зв'язку з цим велике значення мають зниження капітальних, експлуатаційних витрат при будівництві та експлуатації НПС, скорочення термінів їх будівництва. p align="justify"> Це досягається шляхом використання блочно-комплектних, блочно-модульних НПС і станцій відкритого типу. Основна відмінність цих НПС від НПС традиційного (стаціонарного) типу полягає у відсутності на території капітальних будівель, споруджених із цегли, бетону, залізобетону. Все обладнання, технологічні комунікації, КВП і автоматика входять до складу функціональних блоків, скомпонованих у вигляді транспортабельних монтажних блоків, блок-боксів і блок-контейнерів. br/>

1.2 Технологічні схеми нафтоперекачувальних станцій

Технологічною схемою НПС називають внемасштабние малюнок, на якому представлена вЂ‹вЂ‹принципова схема роботи НПС у вигляді системи внутрішньостан комунікацій (трубопроводів) з встановленим на них основним і допоміжним обладнанням, а також з зазначенням діаметрів і напрямків потоків (малюнок 1).

Малюнок 1. Технологічна схема насосної станції. - Вузол пуску-прийому скребка (УППС...): II - фільтри-грязеуловители: III - пристрій гасіння ударної хвилі; IV - ємності збору нафти, скидання ударної хвилі і розвантаження; V - насосна з МНА для послідовної і паралельної перекачування ; VI - приміщення регулятора тиску; VII - насосна внутрішньої перекачування; VIII - підземні ємності з зануреними насосами.

Основними елементами, зображуваними на технологічній схемі НПС, є:

система обв'язки (з'єднання трубопровідних комунікацій) НПС, що відображає прийняту технологічну схему перекачування;

- схема обв'язки резервуарного парку (якщо такий є);

схема обв'язки підпірних (якщо вони є) та основних насосів;

вузли технологічних засувок (маніфольди);

розміщення технологічного устаткування (фільтрів-грязеуловітелей, регуляторів тиску, уловлювання та збору витоків, дренажу і т.д.);

вузли обліку нафти (якщо такі є);

вузли прийому та введення в трубопровід очисних і діагностичних пристроїв;

запобіжні клапани.

Серед можливих схем технології перекачування нафти можна виділити три основні (малюнок 2): з насоса в насос, постанційне, з підключенням резервуарів.

Малюнок 2. Основні технологічні схеми перекачування нафти. p align="justify"> а - постанційне; 6 - через резервуар; в - з підключеним резервуаром; г - з насоса в насос; I - засувка закрита; II - засувка відкрита; 1 - резервуар; 2 - насосний цех

При використанні схеми перекачування "з насоса в насос", резервуари проміжних НПС (якщо вони є) відключаються від трубопроводу і нафту з попереднього ділянки подається безпосередньо до насоси цих станцій для подальшого транспортування по наступної ділянки (рисунок 2, г). Така схема перекачування вельми прогресивна, оскільки виключає проміжні технологічні операції і неминуче пов'язані з ними втрати нафти. Крім того, вона значно здешевлює технологію, оскільки виключає споруда дорогих резервуарних парків. Недоліком цієї схеми є "жорстка" гідравлічний зв'язок всіх ділянок, що працюють в цьому режимі, оскільки будь-яка зміна на одному з них викликає зміну на всіх інших. Зокрема, аварійна зупинка одного ділянки веде до зупинки всіх ділянок, пов'язаних з ним режимом перекачування. p align="justify"> При використанні постанціонной схеми перекачування нафту на НПС приймають по черзі в один з р...езервуарів станції, в той час як закачування нафти в трубопровід здійснюють з іншого резервуара. Переваги постанціонной схеми перекачування полягають в тому, що окремі ділянки нафтопроводу виявляються не пов'язаними тій жорсткій гідравлічної залежністю, яка має місце у випадку перекачування "з насоса в насос", тому нафтопровід має велику ступінь надійності і здатності до безперебійної поставки нафти споживачеві. Крім того, при постанціонной схемою можливий резервуарний облік кількості нафти, що транспортується, що дуже важливо для контролю за збереженням продукції. Основним недоліком постанціонной схеми перекачування є висока вартість спорудження та експлуатації резервуарних парків, а також втрати нафти при великих подихів резервуарів, пов'язаних з викидами парів нафти в атмосферу при заповненні резервуарів. Постанційне схема перекачування застосовується в основному на головних НПС нафтопроводу і його експлуатаційних дільниць. p align="justify"> При використанні схеми перекачування з підключенням резервуарів можливі два варіанти: через резервуари і з підключеними резервуарами (рісунок.2, б, в). У першому варіанті нафту з попереднього ділянки надходить в резервуар ПНПС і закачується також з цього резервуара. Така схема робить з'єднання ділянок нафтопроводу більш "м'яким" в гідравлічному відношенні. Крім того, в резервуарі відбувається гасіння хвиль тиску, пов'язаних із змінами режиму перекачування, що підвищує надійність експлуатації нафтопроводу, проте цьому способу притаманні всі недоліки попереднього способу і в даний час він практично не використовується. У другому варіанті схема передбачає, що основна кількість нафти прокачують по трубопроводу, минаючи резервуар, однак при цьому допускається, що витрати нафти на попередньому і наступному ділянках можуть протягом деякого часу відрізнятися один від одного, а дебаланс витрат компенсується скиданням або підкачкою частини нафти в підключений резервуар. При синхронній роботі дільниць, тобто перекачуванні з одним і тим же витратою, рівень нафти в підключеному резервуарі залишається постійним.

1.3 Насоси магістральних нафтопроводів

Основним насосним обладнанням знову будуються та знаходяться в експлуатації нафтопроводів є відцентрові нафтові магістральні та підпірні насоси. Магістральні насоси призначені для транспортування по магістральних трубопроводах нафти і нафтопродуктів температурою до 80 В° С, кінематичною в'язкістю не більше 3 см 2 /сек, містять не більше 0,05 об. % Механічних домішок. Відцентрові магістральні насоси типу НМ виготовляють за ГОСТ 12124-87. Магістральні нафтові насоси по конструкції діляться на дві групи: секційні і спіральні. Насоси з подачею до 1250 м 3 /год - секційні багатоступінчасті; з подачею 1250 м 3 /год і вище - спіральні одноступінчасті. Підпірні нафтові насоси, призначені для перекачування нафти від ємностей до магістральних насосів, створюють необхідний підпір для забезпечення бескавитационной роботи магістральних насосів. Підпірні насоси працюють за паралельною схемою. Насоси - відцентрові спіральні горизонтальні, складаються з корпусу, ротора, вузлів торцевих ущільнень і підшипникових опор. Корпус насоса литий; має горизонтальний роз'єм. Всмоктуючий і напірний патрубки розташовані горизонтально в нижній частині корпусу, що дозволяє розбирати насос без демонтажу основних трубопроводів. Ротор являє собою самостійний вузол; складається з вала, робочого колеса і втулок. Робоче колесо - зварювально-лите, двостороннього входу. Опорами ротора служать підшипники ковзання з примусовою змазкою. Кінцеві ущільнення ротора - торцевого типу, розраховані на тиск до 25 кг/см 2 . Корпус насоса розрахований на робочий тиск до 64 кг/см 2 , що забезпечує можливість послідовного з'єднання трьох одночасно працюючих насосів на нафтоперекачувальної станції. Напрямок обертання ротора - за годинниковою стрілкою, якщо дивитися з боку електродвигуна. Привід насоса - від електродвигуна через зубчасту муфту. Насос і електродвигун встановлюють на окремих фундаментних рамах. Для забезпечення вибухобезпеки електродвигун відокремлюють від насоса стіною, в якій є отвір розміром 2000x1500 мм для можливості їх з'єднання. Насоси оснащені системою автоматичного управління, контролю, захисту та сигналізації. Для магістральних насосів з подачею від 2500 до 10 000 м 3 /год допускається застосування змінних роторів на подачі 0,5 або 0, 7 від номінальної, що забезпечує більш економічну роботу насосів на перших стадіях освоєння нафтопроводів (при неповній їх завантаженні). Крім того, для насоса НМ 10000-210 додатково виготовляють ротор на подачу 12500 м 3 /ч. Насос НМ 1250-260 комплектують одним змінним ротором на подачу 900 м 3 /ч. Для розширення області застосування насосів допускається зміна подачі і напору в межах робочої зони, зазначеної на характеристиках насосів. Допускається також зміна подачі і напору насосів в результаті обточування робочих коліс по зовнішньому діаметру, але не більше ніж на 10% через можливе значного зниження к. п. д. насоса.

2. Вибір магістральних насосів проміжної нафтоперекачувальної станції

2.1 Визначення напору, створюваного нафтоперекачувальної станцією

Секундна продуктивність трубопроводу

де

- масова продуктивність ...трубопроводу, млн. т/рік;

- число робочих днів у році, діб.;

- щільність нафти, кг/м3.

Внутрішній діаметр трубопроводу = Dн-2? = 1020-22 = 998мм,

де? - Товщина стінки трбопровода, мм. p> Средяяю швидкість течії

Число Рейнольдса

де

- кінематичний коефіцієнт в'язкості нафти, м2/с.

Межі зон гідравлічного тертя:

Для зони гідравлічно гладких труб

,,.

Це відповідатиме зміни витрати в діапазоні

Для зони змішаного тертя

Оскільки заданий режим знаходиться в зоні змішаного тертя, визначаємо коефіцієнт гідравлічного тертя по формулі Альтшуля

де, - абсолютна шорсткість внутрішньої стінки трубопроводу, м.

Напір на вході в магістраль при заданому режимі роботи для неквадратічного режиму течії можна визначити за формулою

Розрахунок показав, що робочим режимом НПС є,. При цьому насосна установка повинна забезпечувати напір

Оскільки вибір обладнання не повинен впливати на роботу попередньої і наступної станцій, ці параметри повинні бути незмінні.

Вибираємо магістральну насос НМ-10000-210 з умови.

Паспортні характеристики насоса НМ 10000-210 (напір, що допускається кавітаційний запас, ККД вказані для води кінематичною в'язкістю):

Таблиця 1.

Паспортні характеристики насоса НМ 1000-210

Подача10000 м 3 /с Напор210 мДіаметр робочого колеса495 ммЧастота вращенія3000 об/мінДопускаемий кавітаційний запас, що не более65 мКПД насоса89% Електродвигун тіпСТД 6300-4мощность6300 кВтскорость вращенія3000 об/хв

Після апроксимації характеристик насоса отримаємо:

;

де,,,,, емпіричні коефіцієнти;

безрозмірна подача насоса, чисельно рівна.

Для обраного насоса НМ 1000-210 емпіричні коефіцієнти рівні: Н0 = 297,4. м;; b = 0,89 В· 10-6 ч2/м5; С0 = 0,0566; з1 = 1,84 В· 10-4 ч/м3; с2 = -1,02 В· 10-8 ч2/м6.

Для подачі,. Так як насосна установка повинна забезпечувати напір 719 м, то для виконання заданого режиму роботи трубопроводу слід вибрати збірку з чотирьох послідовно включених насосів, тоді. br/>

Таблиця 2 .

Характеристики насоса НМ 3600-230

Q, м 3 /сQ, м 3 /ЧН, м?,% 2.2 Приведення характеристик насосів до входу в трубопровід

Для приведення характеристик насосів до входу в трубопровід побудуємо характеристику HQ ділянки магістрального трубопроводу для зони г...ідравлічно гладких труб:

;

де? z - різниця геодезичних відміток, м;

площа трубопроводу, м2;

;

площа трубопроводу, м2;

Рівняння насосів з урахуванням тиску на вході:

;

Рішення системи з цих рівнянь визначить режим роботи установки:,,.

Малюнок 3. Характеристика HQ трубопроводу і сумарна характеристика чотирьох насосів НМ 1000-210. br/>

Для приведення характеристик до робочої точці використовуємо три методи приведення параметрів до входу в трубопровід: метод перепуску частини подачі з виходу на вхід першого насоса, дроселювання, зміни частоти обертання одного або декількох насосів.

Перший спосіб. Розглянемо приведення цих параметрів до входу в трубопровід методом перепуску частини подачі з виходу на вхід першого насоса. p> Для подачі, за характеристикою насосів, а за характеристикою трубопроводу. Отже, наведену характеристику насосів слід опустити на

Падіння напору на виході насосної збірки визначається з виразу

Вирішуючи дане рівняння для чотирьох насосів щодо отримаємо:

В В

Характеристики насосів приймуть вигляд:

;

Отримані характеристики зображені на графіку 4.

Малюнок 4. Регулювання байпасірованіем. br/>

Коефіцієнт корисної дії і потужність на валу для

;

Для забезпечення отриманого режиму роботи станції необхідно встановити регулюючий клапан за наступними даними:

Витрата приймаємо ............................................... p> Напір на початку ділянки приймаємо ............................ ... p> Напір в кінці ділянки .............................................. ... p> Довжина трубопроводу .................................................... p> Кінематичний коефіцієнт в'язкості .....................

Щільність нафти ................................................. ... p> Температура нафти .................................................... ... p> Тиск насиченої пари .......... ..................... p> Розрахунок для визначення характеризуючих параметрів клапана.

Приймаються коефіцієнт запасу. Визначаємо умовну пропускну здатність клапана

За ГОСТ 23866-87 вибираємо попередньо клапан з умовним проходом і. p> Перевіряємо вплив в'язкості на витрату нафти. Визначаємо число Рейнольдса

Оскільки число Рейнольдса більше 2000, вплив в'язкості на витрату нафти не враховується.

Швидкість нафти в байпасній лінії

Коефіцієнт гідравлічного тертя за формулою Альтшуля для? = 0,18 мм

Втрати напору в трубопроводі

Повторимо вибір типорозміру клапана ...з урахуванням опору трубопроводу

Вибираємо двохсідельні сільфонний сталевий клапан з умовним проходом і.

Перевіряємо можливість виникнення кавітації.

Визначаємо коефіцієнт опору клапана

Для двохсідельні клапана при подачі рідини коефіцієнти кавітації - подача рідини на затвор і. - Подача рідини під затвор. Нехтуючи опором трубопроводу до клапана, визначаємо тиск перед клапаном

Визначаємо перепад тиску, при якому виникає кавітація.

При.

Перепад тиску на клапані

Відсутність кавітації забезпечується, якщо. Отже, ця умова виконується при застосуванні двохсідельні клапана і подачі нафти на затвор. Таким чином, вибираємо клапан регулюючий двохсідельні з мембранним виконавчим механізмом (МІМ) 25с48 (50) нжDу200Ру10 за ТУ 51-0303-14-98. p> Технічні дані і характеристики:

. Призначення арматури: регулююча. p>. Умовне прохід Dу 200. p>. Робоче середовище: рідка або газоподібна, нейтральна до матеріалів деталей, що стикаються з середовищем. p>. Тиск робочий 10 МПа

. Видаткова характеристика: лінійна, рівнопропорційна. p>. Набивання в сальникову камеру залежно від замовлення: ФУМ-В, Ф 4К20, Графлекс, Керлар. p>. Температура робочого середовища - не більше +300 В° С

. Напрямок подачі середовища: на золотник

. Положення запірного органу: "АЛЕ" - нормально відкритий; "НЗ" - нормально закритий. p>. Навколишні умови: вологість від 30 до 80% у всьому діапазоні температур; температура від - 50 до + 50 В° С.

. Вимоги безпеки за ГОСТ 12.2.063-81. p>. Установче положення арматури на трубопроводі: будь-яке, рекомендований МІМ вгору. p>. Умови експлуатації за ГОСТ 15150 У1, Т1. p>. Герметичність в затворі: протікання в затворі при Р = 0,4 МПа не більше 2,6 дм3/хв. p>. Повний середній термін служби - не менше 30 років. p>. Середнє напрацювання на відмову не менше 12000 годин

Малюнок 5. Клапан регулюючий двохсідельні з мембранним виконавчим механізмом 25с48 (50) нж. br/>

Другий спосіб. Приведення характеристик насосів до робочої точці шляхом дроселювання. При приведенні характеристик насосів до робочої точці шляхом дроселювання, дросель, встановлений перед входом в трубопровід повинен забезпечити перепад напору при витраті. В якості дроселя можна встановити засувку. При попередньому розрахунку можна прийняти кое ффіціент витрати. Грунтуючись на рівняння закінчення з малого отвору, визначаємо, що

Отже, при дроселюванні діаметр отвору засувки повинен бути рівний 264 мм, але вибираємо умовний діаметр, тоді:

;

де параметр регулювання дроселя

Характеристика дроселя прийме вигляд

Характеристика ділянки трубопроводу буде мати вигляд

;

Для одного насоса

<...p>.

Малюнок 6. Регулювання дроселюванням. br/>

Вибираємо засувку 30с547нж-засувка клинова штампосварна з висувним шпинделем фланцева з внутрішнім діаметром = 1000.

Малюнок 7. Засувка 30с547нж клинова штампосварна з висувним шпинделем фланцева. br/>

Технічні дані засувок 30с547нж1000.

1. Середа: рідкі та газоподібні неагресивні середовища, вода при температурі до 200 В° С (для сталі 3, 20); рідкі та газоподібні слабоагресивні середовища, газ при температурі до 200 В° С (для сталі 12Х18Н10Т, 10Х17Н13МЗТ)

. Приєднання до трубопроводу - фланцеве з приєднувальними розмірами по ГОСТ 12815-80 (исп.1, ряд 2). На замовлення виготовляються всі види ущільнювальної поверхні, передбачені ГОСТ 12815-80

. Матеріал корпусу: сталь 3; сталь 20; сталь 12Х18Н10Т; сталь 10Х17Н13МЗТ

. Герметичність затвора - по класу "Д" і за класом "С" ГОСТ 9544-93

. Привід: ручний (редуктор) - ісп. I; електропривод - ісп. II

Третій спосіб. Приведення характеристик насосів до робочої точці шляхом зміни частоти обертання двох з послідовно включених насосів.

У цьому випадку розрахунок проводиться за формулою

де mн - число насосів; - число регульованих насосів,; 0 - частота обертання ротора насоса за паспортом, - частота обертання ротора регульованого насоса,.

Звідси

Тоді.

ККД регульованого насоса

ККД нерегульованого насоса

Напір, створюваний двома регульованими і двома нерегульованими насосами

Напір, створюваний нерегульованим насосом

Для двох насосів.

Напір, створюваний регульованим насосом

Для двох насосів. ККД установки

Приводная потужність установки

Потужність нерегульованих насосів

Потужність одного нерегульованого насоса 5416 кВт.

Потужність регульованих насосів

Потужність одного нерегульованого насоса 3673 кВт.

Малюнок 8. Регулювання шляхом зміни частоти обертання одного з послідовно включених насосів. br/>

Висновок: З трьох розглянутих способів регулювання найбільш самим економічним і ефективним є метод зміни частоти обертання одного з послідовно включених насосів. Для нього потрібні 2 насоса потужністю і 2 насоса потужністю, що в сумі дає; ККД установки = 81%. Для байпасірованія необхідно 4 насоса потужністю, що в сумі дає, ККД установки = 62%, і для дроселювання потрібно 4 насоса потужністю, що в сумі дає, ККД установки = 77%. Отже, найбільш енергоємний і малоеффктівний спосіб регулювання ...- шляхом байпасірованія. Тому доцільно і економічно вигідно використовувати метод зміни частоти обертання одного з послідовно включених насосів. p align="center"> 3. Вибір фільтрів-грязеуловітелей

Функціональним призначенням фільтрів грязеуловітелей є захист арматури і приладів трубопроводів від забруднень механічними домішками, сторонніми тілами, смолистими і парафіновими відкладеннями. Установка грязеуловителя потрібно в магістральних комунікаціях, що транспортують нафтопродукти і сирцевої нафту. Фільтрами грязеуловітелей обладнають комунікації, що подають воду під високим тиском, парокотельного установки. p align="justify"> Фільтруючі елементи грязеуловітелей призначені для багаторазового використання. Ефективні грязеуловители підвищують якісні показники транспортується робочого середовища і знижують вірогідність поломки обладнання. p align="justify"> Про працездатності фільтрів судять за різницею тисків на прийомі і виході фільтрів. При збільшенні перепаду тиску до величини більше 0,05 МПа (0,5 кгс/см 2 ) або зменшенні до величини менше 0,03 МПа ( 0,3 кгс/см 2 ), яке свідчать про засмічення або пошкодженні фільтруючого елемента, повинно проводитися перемикання на резервний фільтр.

Фільтри встановлюються в трубопровідних системах від Ду-200 до Ду-1220 мм і розраховані на тиск від 1,6 до 7,5 МПа. Тонкість фільтрації: від 4,5 до 8,5 мм. Маса апарату залежить від діаметра трубопроводу і тиску, на яке він розрахований, і коливається в діапазоні від 1,25 до 26 т. Температура робочого середовища від мінус 30 С до +80 0 < span align = "justify"> С.

Фільтр-грязеуловітель включає: камеру (1) з кінцевим затвором (2), вхідний (3) і вихідний (4) патрубки, фільтруючий елемент (5), виконаний у вигляді перфорованої труби (6). Подача фільтрованої рідини здійснюється у внутрішню порожнину фільтруючого елемента, нижня частина якого, виконана без перфорації, служить лотком-грязеуловители. Роликові опори (7) фільтруючого елемента дозволяють висувати його для очищення по напрямних через кінцевий затвор. При цьому з фільтруючим елементом витягуються всі осіли з потоку забруднення, та операції з очищення корпусу фільтра проводити не потрібно. p align="justify"> Штуцера входу і виходу продукту виконуються у вигляді патрубків для приварки до трубопроводу або закінчуються фланцевим з'єднанням.

Малюнок 9. Основні частини фільтра-грязеуловителя. 1 - камера, 2 - кінцевий затвор, 3 - вхідний - 4 - вихідний патрубки, 5-фільтруючий елемент, 6 - перфорована труба, 7 - роликові опори

Розглянемо приклад умовного позначення фільтра-грязеуловителя: ФГш-1200-6 ,4-О-Л (П) - УХЛ або ФГш-1200-6 ,4-О-Л (П) - УХЛ - ФО,

де ФГ...ш - фільтр-грязеуловітель для трубопроводу Ду-1200, розрахованого на тиск 6,4 МПа, з подачею продукту вздовж осі корпусу (О) всередину фільтруючого елемента;

Л (П) - ліве (праве) виконання (по погляду з боку подачі продукту), тобто патрубок виходу продукту розташований зліва (або справа);

УХЛ - район установки з помірним і холодним кліматом;

ФО - фланцеве з'єднання на вході і виході продукту.

Для продуктивності нафтопроводу можна підібрати 2 фільтра-грязеуловителя ФГш-1000-6 ,3-Л (П) - УХЛ за ТУ 3683-013-12693592-98 з продуктивністю 5100 м3/год і один в якості резервного, з'єднуємо їх паралельно .

Малюнок 10. Розміщення фільтрів-грязеуловітелей на НПС: 1, 2, 3 - фільтри-грязеуловители; 4 - трубопроводи для спорожнення фільтрів при їх зачищенні; 5, 6 - прийом і викиді фільтрів. br/>

Характеристика вибраних трьох фільтрів-грязеуловітелей:

1 - Умовний діаметр приєднуваного трубопроводу Dy - 1000 мм

2 - Внутрішній діаметр корпусу - 1600 мм

- Максимальна продуктивність - 5100 м 3 /год

- Тиск робочий до 6,3 МПа

- Температура робоча середовища від мінус 20 0 С до плюс 50 0 З

- Максимальний перепад тиску при забрудненому фільтруючому елементі 0,1 МПа

4. Система згладжування хвиль тиску

Система Згладжування Хвиль Тиску (ССВД) відноситься до класу захисту магістральних трубопроводів, що працюють на рідких середовищах. При експлуатації таких трубопроводів, у момент зміни режиму перекачування, витрати по трубопроводу, в ньому відбуваються складні хвильові процеси. Зміна режиму перекачування може бути викликано відкриттям/закриттям засувок і/або зміною режимів роботи насосних агрегатів. p align="justify"> Наслідки таких порушень можуть призвести до значних економічних втрат. Мова йде не тільки про фінансові втрати в результаті виходу з ладу обладнання, а й про екологічні катастрофи. p align="justify"> Принцип роботи обладнання полягає у своєчасному скиданні через спеціальні клапани.

Можливі наслідки хвиль тиску:

осьовий роз'єднання фланцевих з'єднань;

втомне руйнування труб;

порушення цілісності зварних швів;

освіта поздовжніх тріщин у трубах;

порушення співвісності насосів і підвідних/відвідних труб; <.../p>

серйозні пошкодження трубопроводів і опорних конструкцій;

пошкодження інших компонентів трубопроводів, таких, як наливні рукава, шланги, фільтри, сильфони і т.п.

Зазначені наслідки призводять до великих економічних втрат, пов'язаних з розливом нафти (екологічних катастроф), і пошкодження технологічного обладнання.

Система згладжування хвиль тиску типу Аркрон 1000 призначена для захисту нафтових трубопроводів від виникаючих крутих хвиль підвищення тиску при відключенні агрегатів насосних станцій магістральних трубопроводів. Частина потоку нафти при цьому скидають у спеціальну безнапірні ємкості. Система складається з декількох клапанів Флекс-фло D y = 300 мм, встановлених паралельно на кожній насосної станції, для регулювання швидкості підвищення тиску. Система розрахована на роботу з сирою нафтою, що має такі характеристики:

В'язкість 0,4 вЂ‹вЂ‹см 2 /с

Щільність 0,74 - 0,9 т/м 3

Зміст парафіну до 7%

Вміст механічних домішок до 0,05%

Вміст сірки в невільному стані. до 3,5%

Температура від - 5 В° С до + 60 В° С

Максимальний тиск до 40 кг/см 2

Навколишнє середовище: закрите приміщення з температурою + 5 - 30 В° С. У навколишньому повітрі не припустимо наявність парів нафти у вибухонебезпечній концентрації. p align="justify"> Скидання виробляють з плавним поддерживанием постійної швидкості підвищення тиску в захищається трубопроводі. До відключення агрегатів насосної станції і після закінчення роботи системи Аркрон 1000 витоку нафти з приймального трубопроводу в безнапірні ємкості не відбувається. p align="justify"> Кожен клапан Флексфло складається з циліндричного сердечника, що містить безліч паралельних щілин, на який натягнута еластична камера. Камера встановлена вЂ‹вЂ‹з певним розтягуванням. Зовні вона оточена, при посередництві корпусу і кришок перекриття, повітряної ємністю, іменованої кожухом. Кожух зазвичай знаходиться під пневматичним тиском. p align="justify"> Якщо тиск у кожусі менше тиску нафти на вході, то нафта розтягує еластичну камеру до максимального зовнішнього межі корпусу, пропускаючи нафту через щілини сердечника. Коли тиск у кожусі піднімається, камера поступово наближається до сердечника і ємність потоку піддається дроселювання. При тиску в кожусі, рівному або більшому тиску нафти на вході..., камера щільно обжимає сердечник і скидання нафти припиняється. p align="center"> 5. Вибір запірно-регулюючої арматури

Трубопровідна арматура - пристрій, що встановлюється на трубопроводах, агрегатах, посудинах і призначене для управління (відключення, розподілу, регулювання, скидання, змішування, фазорозділення) потоками робочих середовищ (рідкого, газоподібного, газорідинного, порошкоподібного, суспензії і т.п.) шляхом зміни площі прохідного перерізу.

За функціональним призначенням арматура поділяється на такі основні види:. Запірна арматура - арматура, призначена для перекриття потоку робочого середовища з певною герметичністю. У тому числі:

спускна (дренажна) арматура - запірна арматура, призначена для скидання робочого середовища з ємностей (резервуарів), систем трубопроводів;

контрольна арматура - арматура, призначена для управління надходженням робочого середовища в контрольно-вимірювальну апаратуру, прилади .. Регулююча арматура - арматура, призначена для регулювання параметрів робочого середовища за допомогою зміни витрати. У тому числі:

редукційна (дросельна) арматура - арматура, призначена для зниження (редукування) робочого тиску в системі за рахунок збільшення гідравлічного опору в проточній частині;

запірно-регулююча арматура - арматура, що поєднує функції запірної та регулюючої арматури .. Захисне (відключає, відсічна) арматура - арматура, призначена для захисту устаткування і трубопроводів від аварійного зміни параметрів середовища шляхом відключення обслуговується лінії або ділянки:

зворотна арматура - арматура, призначена для автоматичного запобігання зворотного потоку робочого середовища .. Запобіжна арматура - арматура, призначена для автоматичного захисту устаткування і трубопроводів від неприпустимого перевищення тиску за допомогою скидання надлишку робочої середовища:

распределительно-змішувальна арматура - арматура, призначена для розподілу потоку робочого середовища за певними напрямами або для змішування потоків;

фазоразделітельная арматура - арматура, призначена для розділення робочих середовищ, що знаходяться в різних фазових станах. У тому числі:. Конденсатовідвідник - арматура, що видаляє конденсат і не пропускає або обмежено пропускає перегрітий пар. p align="justify"> До арматурі, яка встановлюється на газо-і нафтопроводах, пред'являється ряд вимог, основними з яких є: міцність, довговічність, безвідмовність, герметичність, транспортабельність, ремонтопридатність, готовність до виконання циклу спрацьовування (відкриття, закриття) після тривалого перебування у відкритому чи закритому положенні.

Арматуру класифікують за основними ознаками: її призначенням; умовам роботи - тиск, температура, агрегатний стан, хімічна активність і токс...ичність середовища, що транспортується, температура і особливі властивості (наприклад, вибухонебезпечність навколишнього середовища); по діаметру умовного проходу (номінальний розмір арматури).

За величиною умовного тиску арматуру можна розділити на три основні групи: низького тиску на р у до 10 кгс/см 2 , середнього тиску на р. у від 16 до 64 кгс/см 2 ; високого тиску на р у від 100 до 1000 кгс/см 2 .

Умовний тиск р у є основним параметром для виготовленої арматури, що гарантує її міцність і враховує як робочий тиск, так і робочу температуру. Умовний тиск відповідає допустимому для даного вироби робочому тиску при нормальній температурі.

Другим основним параметром арматури є діаметр умовного проходу - D y . Це номінальний внутрішній діаметр трубопроводу, на якому встановлюють дану арматуру. Різні типи арматури при одному і тому ж умовному проході можуть мати різні прохідні перетини. За розміром умовного діаметра розрізняють арматуру малих діаметрів (D y <40 мм), середніх діаметрів (D < span align = "justify"> y = 50 - 250 мм) і великих діаметрів (D y > 250 мм).

5.1 Основні типи запірно-регулюючої арматури

Засувки

Засувка - трубопровідна арматура, в якій замикаючий або регулюючий елемент переміщається перпендикулярно осі потоку робочого середовища. Вони широко застосовуються практично на будь-яких технологічних і транспортних трубопроводах діаметрами від 15 до 2000 міліметрів в системах житлово-комунального господарства, газо - і водопостачання, нафтопроводах, об'єктах енергетики та багатьох інших за робочих тисках до 25 МПа і температурах до 565 В° C.

Широке поширення засувок пояснюється рядом переваг цих пристроїв, серед яких:

порівняльна простота конструкції;

- відносно невелика будівельна довжина;

можливість застосування в різноманітних умовах експлуатації;

малий гідравлічний опір.

До недоліків засувок можна віднести:

велику будівельну висоту;

- ... значний час відкриття та закриття;

зношування ущільнювальних поверхонь в корпусі і в затворі, складність їх ремонту в процесі експлуатації.

Класифікують засувки за величиною робочих тисків, температур робочих середовищ, типом приводу і т.п. Найбільш доцільною є класифікація засувок по конструкції затвора. За цією ознакою численні конструкції засувок можуть бути об'єднані за основними типами: клинові і паралельні засувки. За цією ж ознакою клинові засувки можуть бути з непружним, пружним і самовідновлюватися клином. Паралельні засувки можна поділити на однодискові і дводискові. Залежно від конструкції гвинт - гайка і її розташування (в середовищі або поза середовища) засувки можуть бути з висувним і невидвіжним шпинделем. p align="justify"> Засувки зазвичай виготовляються повнопрохідними, тобто діаметр прохідного отвору арматури приблизно відповідає діаметру трубопроводу, на який вона встановлюється.

Найбільш поширене управління засувкою за допомогою штурвалу (вручну), також засувки можуть оснащуватися електроприводами, гідроприводами і, в окремих випадках, пневмоприводами. На засувках великого діаметру з ручним управлінням, як правило, встановлюють редуктор для зменшення зусиль відкриття-закриття. p align="justify"> Крани

Кран - запірний пристрій, в якому рухома деталь затвора (пробка) має форму тіла обертання з отвором для пропуску потоку. Перекриття потоку здійснюється обертанням навколо своєї осі рухомої деталі затвора. Залежно від геометричної форми поверхонь ущільнювачів пробки і корпусу крани поділяють на два основних типи: конічні і кульові. Крани можна класифікувати і за іншими конструктивними ознаками: за способом створення питомої тиску на ущільнювальних поверхнях, за формою вікна проходу пробки, за кількістю проходів, по наявності або відсутності звуження проходу, за типом управління і приводу, за матеріалом поверхонь ущільнювачів і т.д.

Приводи запірної арматури

В даний час запірну арматуру (при умовному діаметрі вище 500 мм практично всю арматуру) оснащують приводами, найбільше поширення з яких отримали електричні, пневматичні, гідравлічні і комбіновані.

Електричні приводи

Електроприводи для управління запірною арматурою знайшли найбільше поширення в порівнянні з іншими приводами завдяки таким перевагам, як простота і надійність конструкції, а також внаслідок широкої оснащеності промисловості електроенергією.

За допомогою електроприводу здійснюють: відкривання і закривання запірної арматури; автоматичне відключення електродвигуна при перевищенні максимального крутного моменту; звукову або візуальну сигналізацію крайніх положень запірного органу арматури; дистанційне керування запірною арматурою; автоматичне керування запірною арматурою; місцеве, а також дистанційне вказівку положе...ння запірного органу арматури; ручне управління запірною арматурою за відсутності електроенергії.

Пневматичні приводи

Пневмоприводи в основному застосовують у запірних арматур (наприклад, в кранах), де не потрібно великих зусиль і переміщень при управлінні. При великих зусиллях і переміщеннях конструкція приводу стає громіздкою і складною. p align="justify"> Застосування пневмоприводів в клинових засувках ускладнюється через необхідність значного зусилля для відриву клина з клиновий камери корпусу, а для переміщення клина після його відриву потрібно зусилля в кілька разів менше.

Гідравлічний приводи

У насосному гідроприводі, що отримав найбільше поширення в техніці, механічна енергія перетворюється насосом в гідравлічну, носій енергії - робоча рідина, нагнітається через напірну магістраль до гідродвигуна, де енергія потоку рідини перетворюється на механічну. Робоча рідина, віддавши свою енергію гідродвигуна, повертається або назад до насоса (замкнута схема гідроприводу), або в бак (разомкнутая або відкрита схема гідроприводу). У загальному випадку до складу насосного гідроприводу входять гідропередача, гідроапарати, кондиціонери робочої рідини, гідроємності і гідролінії. p align="justify"> Найбільше застосування в гідроприводі отримали аксіально-поршневі, радіально-поршневі, пластинчасті і шестеренні насоси.

У магістральному гидроприводе робоча рідина нагнітається насосними станціями в напірну магістраль, до якої підключаються споживачі гідравлічної енергії. На відміну від насосного гідроприводу, в якому, як правило, є один (рідше 2-3) генератора гідравлічної енергії (насоса), в магістральному гидроприводе таких генераторів може бути велика кількість, і споживачів гідравлічної енергії також може бути досить багато.

Зворотні клапани

Зворотні клапани призначені для запобігання зворотного потоку середовища в трубопроводі і, тим самим, попередження аварії, наприклад при раптовій зупинці насоса і т.д. Вони є автоматичним автоматичним запобіжним пристроєм. Затвор - основний вузол зворотного клапана. Він пропускає середу в одному напрямку і перекриває її потік у протилежному. p align="justify"> Принцип дії

При відсутності потоку середовища через арматуру золотник у зворотному клапані під дією власної ваги або додаткових пристроїв (наприклад пружини) знаходяться в положенні "закрито", тобто затвор знаходиться в сідлі корпусу. При виникненні потоку затвор під дією його енергії відкриває прохід через сідло. Для того, щоб потік середовища змінив свій напрямок на протилежний він повинен зупинитися. У цей момент швидкість потоку стає нульовою, затвор повертається у вихідне закрите положення, а тиск із зворотного боку притискає золотник, перешкоджаючи виникненню зворотного потоку середовища. Таким чином, спрацьовування зворотного арматури відб...увається під дією самого середовища і є повністю автоматичним. p align="justify"> За принципом дії в основному зворотні клапани розділяють на підйомні і поворотні. Перевага поворотних клапанів полягає в тому, що вони мають менший гідравлічний опір. Це дуже важливо при проектуванні великих трубопроводів із застосуванням зворотних клапанів. Підйомні клапани більш прості і надійні. Вони можуть бути кутовими і прохідними, причому для їх виготовлення можна використовувати корпуси вентилів. На магістральних нафтопроводах найчастіше застосовують зворотний клапан поворотного типу. br/>

5.2 Вибір кранів для технологічної обв'язки НПС

Для вхідного і вихідного колекторів НПС, умовним діаметром Dy = 1000 мм і умовним тиском не менше Ру 5,12 МПа, вибираємо два кульових крана МА 39033-27ХЛ1,, Dу = 1000мм,, з електроприводом виконанням за ТУ 4220-007 -05785572-2000.

Для вхідних і вихідних колекторів вузла фільтрів-грязеуловітелей, умовним діаметром Dy = 1000 мм і умовним тиском не менше 5,12 МПа, вибираємо шість однотипних кульових крана МА 39033-08У1, Dy = 1000 мм,, з електроприводом виконанням за ТУ 4220-007-05785572-2000.

Для вхідних і вихідних колекторів магістральних насосів НПС, умовним діаметром 600 мм і умовним тиском не менше 5,12 МПа, вибираємо дванадцять кульових кранів: МА 39033-08У1, Dy = 1000 мм,, з електроприводом виконанням за ТУ 4220-007 -05785572.

Малюнок 11. Кульовий кран з електроприводом МА 39033-27ХЛ, Dу = 1000мм. br/>

Матеріали деталей кранів

Корпус .................................. сталь 09Г2С

Пробка .................................. сталь 09Г2С, 20Л, 20ГМЛ + Cr30 мкм

Шпиндель ............................... сталь 40Х, 40ХН, 20ХН3А + Cr30 мкм

Ущільнення ............................ еластомер

5.3 Вибір зворотних клапанів для технологічної обв'язки НПС

Необхідно вибрати чотири зворотних клапана для насосного вузла НПС, по одному на кожен трубопровід між вхідним і вихідним колектором в насос, з умови, що Dу = 1000 мм, і Ру не менше 5,12 МПа.

Вибираємо клапан (затвор) зворотний поворотний 19с49нж1 Ду1000.

Таблиця 3

Основні параметри затвора зворотного поворотного 19с49нж1

Діаметр, DN (мм) 1000Давленіе, PN (кгс/см2) 25Матеріал корпусауглеродістая стальРабочая средавода, пару, нафту, нафтопродукти, маслоТемпература робочого середовища (С В°) від - 40 до +90 Тип з'єднання: під приварення

Малюнок 12. Затвор зворотний поворотний 19с49нж1 Ду1000

6. Допоміжні системи насосного цеху

Для забезпечення нормальної експлуатації магістральних насосів з заданими параметрами необхідно функціонування наступних допом...іжних систем:

) розвантаження та охолодження торцевих ущільнень;

) змащення й охолодження підшипників;

3) збору витоків від торцевих ущільнень;

4) оборотного водопостачання та охолодження води повітрям;

) засобів контролю та захисту насосного агрегату.

6.1 Система розвантаження та охолодження торцевих ущільнень

Пристрої, що ущільнюють вихід валу насоса з корпусу як у процесі роботи, так і при зупинках агрегатів, знаходяться під впливом динамічного або статичного напору. В основних насосах, перекачувальних нафту або нафтопродукти, величина напору в камерах ущільнень коливається від двох-трьох десятків до 700 - 800 м.

При послідовному з'єднанні насосів в першому насосі напір у камері ущільнення мінімальний, а в третьому максимальний. Робота ущільнення під великим напором знижує надійність вузла ущільнення. Тому для зниження напору в камерах ущільнення до допустимих значень передбачають систему гідравлічної розвантаження з відведенням частини рідини, що перекачується по спеціальному трубопроводу 4 ( рис.13) в зону зниженого тиску.

Малюнок 13. Традиційна система розвантаження та охолодження кінцевих ущільнень вала насоса: ВП - усмоктувальна порожнину; НП - нагнітальна порожнину; щілинні ущільнення, 2 - камера ущільнень, 3 - торцеві ущільнення, 4 - трубопровід. br/>В

Малюнок 14. Технологічна схема обв'язки насосів проміжної НПС. 1 - ємність для збору витоків; 2 - насос для відкачування витоку; 3 - основні насоси

Зазвичай рідину з лінії розвантаження подають або в резервуар збору витоків, або в колектор насосної станції з боку всмоктування. Наявність постійної циркуляції рідини з порожнини всмоктування насоса через щілинні ущільнення 1 і порожнину камери 2 торцевого ущільнення 3 забезпечує не тільки зниження напору в камерах ущільнень, а й охолодження деталей торцевого ущільнення. Відсутність такої циркуляції контактних кілець торцевого ущільнення може призвести до порушення режиму роботи торцевого ущільнення і навіть до авар ії.

На малюнку 14 дана технологічна схема обв'язки насосних агрегатів проміжної насосної станції та системи розвантаження ущільнень вала при послідовному з'єднанні основних насосів. Ця система отримала назву групової та основним недоліком є вЂ‹вЂ‹зниження ККД установки через значної величини перетікання рідини по лінії розвантаження. Перетікання рідини залежить від кількості працюючих насосів, що розвиваються насосами напорів, стану щілинних ущільнень і досягає декількох десятків кубічних метрів на годину. p align="justify"> З появою торцевих ущільнень, що забезпечують необхідну надійність... роботи насосного агрегату, при напорах в камері ущільнень до 500 - 800 м стало можливим від групової системи розвантаження відмовитися, а охолодження торцевих ущільненні забезпечити шляхом створення циркуляції рідини з порожнини нагнітань насоса в порожнину всмоктування насоса. Така схема отримала назву індивідуальної системи охолодження торцевих ущільнень. br/>В

Рис.15. Індивідуальна схема охолодження торцевих ущільнень "нагнітальна порожнину 1 - камера ущільнень". щілинні ущільнення, 2 - камера ущільнень, 3 - торцеві ущільнення, 4 - трубопровід, 5 - вентиль

Обсяг постійно циркулюючої рідини помітно скорочується (2 - 4 м 3 /год). Нагнітальних порожнину насоса з'єднують з камерами ущільнень 2 трубопроводом 4 діаметром 14-16 мм. Рідина при цьому охолоджує торцеві ущільнення 3 і через щілинні ущільнення 1 проходить в порожнину всмоктування насоса. Вентиль 5, встановлюється на виході з нагнітальної порожнини, дозволяє регулювати об'єм циркулюючої рідини. Недоліком є вЂ‹вЂ‹деяке зниження об'ємного ККД насоса і засмічення вентиля і трубопроводів, виявлене при промисловому випробуванні цієї системи.

6.2 Система змащення й охолодження підшипників

Основне насосно-силове обладнання перекачувальних станцій має примусову систему мастила. За допомогою шестеренчатого насоса заповнюють маслом бак 2. Основний насос 3 подає масло через фільтри 4 і маслоохладитель 5 в мастилопроводи, з'єднані з вузлами, вимагають змащення (підшипниками), звідки масло повертається в бак 2. Відпрацьоване масло, насосом 6 перекачується в ємність 7. Акумуляційний бак 8 призначений для подачі масла при аварійних ситуаціях, наприклад при зупинці насосів у разі відключенні електроенергії. Насоси серії Ш (РЗ) - горизонтальні, зважених, забезпечені запобіжно-перепускним клапаном, поставляються комплектно з електродвигунами на чавунній плиті або зварної рамі.

Малюнок 16. Принципова схема системи змащення насосно-силових агрегатів НПС: 1 - насос, 2 - бак, 3 - основний насос, 4 - фільтри ,5-маслоохладитель, 6 - насос, 7 - ємність, 8 - акумуляційний бак. br/>

6.3 Система відкачування витоків від торцевих ущільнень

При перекачуванні нафти і нафтопродуктів по магістральних трубопроводах можуть мати місце витоку через кінцеві ущільнення валу насоса. Витоку від насоса самопливом надходять в спеціальний резервуар. Величина цих витоків незначна, а при використанні ущільнень торцевого типу вона зведена практично до нуля. br/>В

Малюнок 17. Схема збору витоків. 1 - насос, 2 -... лінія розвантаження, 3 - усмоктувальна лінія, 4 - насос, 5 - резервуар. br/>

Великий обсяг витоків (до 40 м 3 /год з одного насосного агрегату) відбувається через лінії розвантаження кінцевих ущільнень. Витоки з лінії розвантаження 2 насоса 1 ( рис.18) надходять на прийом підпірних насосів або в резервуари витоків 5 . Періодично з резервуара витоків нафту або нафтопродукт закачують насосами 4 у всмоктувальну лінію 3 магістрального трубопроводу.

Для відкачування витоків нафти і нафтопродуктів використовують відцентрові насоси 4НК-5х1 і 6НК-9х1, багатоступінчасті відцентрові насоси ЦНСН-60-330 та інші високонапорні насоси.

6.4 Засоби контролю й захисту насосного агрегату

Надійну роботу нафтопродуктопроводів забезпечує захист насосних станцій, що включає прилади контролю, захисту та сигналізації, встановлені на окремих агрегатах і допоміжному обладнанні. Захист охороняє насос від вібрації, підшипники агрегату від перегріву і роботи насоса в кавітаційному режимі, а також від надмірної витоку рідини через ущільнення. p align="justify"> Робота устаткування на високих швидкостях вимагає безперебійної подачі мастила та ефективної системи теплового контролю (малюнок 17) вузлів з трущимися деталями (підшипників і ущільнень вала насоса, підшипників електродвигуна), а також корпусів насоса і електродвигуна, вхідного і що виходить з електродвигуна повітря.

Для підвищення надійності роботи насосного агрегату він оснащується засобами контролю, захисту та сигналізації, за допомогою яких здійснюються такі операції:

контроль тиску на всмоктуванні і нагнітанні насосів;

- контроль електричних параметрів роботи електродвигуна;

тепловий контроль корпусу насоса;

тепловий контроль корпусу електродвигуна;

контроль подачі масла електроконтактним манометром;

тепловий контроль вузлів з трущимися деталями (підшипники і ущільнення вала насоса, підшипники електродвигуна);

тепловий контроль входить і виходить з електродвигуна повітря;

контроль наявності надлишкового тиску повітря в корпусі електродвигуна;

контроль герметичності торцевого ущільнення;

контроль тиску в лінії розвантаження;

контроль вібрацій за допомогою вібросігналізатора;

контроль числа годин роботи агрегату.

Система захисту вимикає насосний агрегат у випадку аварійної ситуації.

...

У насосному агрегаті передбачено такі види захисту:

захист від зниження тиску на вході в насос щоб уникнути виникнення кавітаційних явищ;

- захист від надмірного підвищення тиску на вході насоса;

захист від падіння тиску масла в системі;

тепловий захист корпусу насоса, що запобігає діяльну роботу насоса на закриту засувку;

захист герметичності торцевого ущільнення, що спрацьовує у разі різкого збільшення витоків;

за відсутності надлишкового тиску в корпусі електродвигуна насосний агрегат не включається в роботу і відключається під час роботи;

захист від надмірних вібрацій спрацьовує при досягненні критичних величин (амплітуди, вібрації).

Висновок

У даному курсовому проекті здійснено проектування насосної установки проміжної нафтоперекачувальної станції. У ході проектування був розрахований необхідний напір для подолання гідравлічних опорів по довжині трубопроводу, різниці геодезичних відміток і для створення кінцевого напору. Для підтримки заданого напору та забезпечення продуктивності трубопроводу підібрані чотири насоса НМ 1000-210 (з'єднаних послідовно), характеристики якого наведені до робочої точці трубопроводу методом регулювання частоти. Спроектовано вузол фільтрів-грязеуловітелей, у якості яких були взяті три фільтра ФГш-1000-6 ,3-УХЛ. Також була підібрана запірно-регулююча арматура, зокрема, вхідний і вихідний кран нафтоперекачувальної станції Dу 1000 мм, шість кульових кранів для вузла фільтрів-грязеуловітелей Dу 1000 мм, вхідні та вихідні крани в колектори насосів (всього 12 штук) Dу 600 мм і зворотні клапани (4 штуки) Dу 1000 мм. На дану станцію встановлена вЂ‹вЂ‹система гасіння ударної хвилі Аркрон 1000. p align="justify"> В результаті виконання курсового проекту було встановлено, що спроектована система насосної станції повністю здатна забезпечувати задану продуктивність і напір на виході НПС, тобто даний проект відповідає вимогам завдання.

Список використаної літератури

1. Вайншток С.М. Трубопровідний транспорт нафти, у 2 т./С.М. Вайншток, Г.Г. Васильєв, Г.Є. Коробков, А.А. Коршак, М.В. Лур'є, В.М. Писаревський, А.Д. Прохоров, А.Є. Сощенка, А.М. Шаммазов - М.: Надра, 2002. - Т.1. - 407 с. p align="justify">. Гумеров А.Г. Експлуатація обладнання нафтоперекачувальних станцій/А.Г. Гумеров, Р.С. Гумеров, А.М. Акбердін - М.: Надра, 2001. - 475 с. p align="justify">. Коршак А.А. Проектування та експлуатація газонафтопроводів/А.А. Коршак, А.М. Нечваль - СПб: Надра, 2008. - 488 с. p align="justify">. Мустафін Ф.М. Трубопровідна арматура/Ф.М. Мустафін, А.Г. Гумеров, Н.І. Коновалов та ін - Уфа: УГНТУ, 2003. - 208 с. p align="justify"...>. Шаммазов А.М. Проектування та експлуатація насосних і компресорних станцій/А.М. Шаммазов, В.М. Александров, А.І. Гольянов, Г.Є. Коробков, Б.М. Мастобаев - М.: Надра, 2003. - 404 с. p align="justify">. Тяжпромарматура. Кульові крани: Каталог - М.: "Нафтогазові системи", 2008. - 53 с. p align="justify">. Відцентрові нафтові магістральні та підпірні насоси: Каталог - М.: ЦІНТІхімнефтемаш, 1973. - 20 с. p align="justify">. ГОСТ 22445-88 Затвори зворотні. Основні параметри - М.: МХіНМ, 1988. - 6 с. p align="justify">. ГОСТ 9702-87 Назва документа: Крани конусні й кульові. Основні параметри - М.: МХіНМ, 1987. - 11 с. p align="justify">. ГОСТ 12124-87 Насоси відцентрові нафтові для магістральних трубопроводів. Типи і основні параметри - М.: МХіНМ, 2002. - 5 с. p> 11. <