Основные объекты сооружения нефтепровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Россия обладает одним из крупнейших в мире потенциалов топливно-энергетических ресурсов: прогнозные запасы нефти оцениваются в 44 млрд.т.,газа-127трлн.м³.Топливно-энергетический комплекс является одной из основ экономики нашей страны.

Эти ресурсы распределены по стране крайне не равномерно. Главной сырьевой базой России является Западная Сибирь. Значительные запасы нефти и газа в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и Урала-Поволжье.

В тоже время основные потребители нефти находятся в европейской части страны. Кроме того, Россия является крупным поставщиком энергетических ресурсов на мировые рынки. Это предопределяет необходимость транспортировки значительных объемов нефти, нефтепродуктов на большие расстояния.

По сравнению с другими видами транспорта трубопроводы обладают неоспоримыми достоинствами:

1)они могут быть проложены в любом направлении и на любые расстояния независимо от ландшафта.

2)их работа практически не зависит от внешних условий (состояния погоды, времени года и суток)

3)они надежнее других видов транспорта энергоресурсов и в наибольшей степени автоматизированы

4)доставка грузов осуществляется практически круглый год, без холостого пробега, характерного для цистерн и судов, при использовании других видов транспорта.

Кроме того, использование трубопроводов позволяет высвободить железнодорожный и водный транспорт для перевозки других грузов.

К магистральным продуктопроводам относятся трубопроводы диаметром не менее 219мм и протяженностью более 50км, предназначенные для транспортировки различных видов нефтепродуктов в пункты распределения или районы массового потребления нефтепродуктов. Кроме собственно линейной части, магистральные трубопроводы имеют головную и промежуточную перекачивающие станции, пункты путевого сброса и конечные пункты.

Перекачивающая станция-сложный комплекс инженерных сооружений, предназначенных для создания необходимого рабочего давления в магистральном нефтепродуктопроводе. Перекачивающие станции размещают по трассе трубопровода на расстоянии 80-150км одна от другой. Расстояние между станциями определяют путем гидравлического расчета в зависимости от рабочего давления и пропускной способности нефтепродуктопровода.

Головная перекачивающая станция располагается по технико- экономическим соображениям вблизи нефтеперерабатывающих заводов или крупных перевалочных нефтебаз, предназначается для приема нефтепродуктов с заводов или нефтебаз.

Головная перекачивающая станция включает в свой состав: насосную; резервуарный парк; камеру пуска скребка, совмещенную с узлом подключения перекачивающей станции к магистральному продуктопроводу; сеть технологических трубопроводов с площадками фильтров и камерами задвижек или узлами переключения; понизительную электростанцию с открытым распределительным устройством или электростанцию собственных нужд, если основные насосы оборудованы приводом от двигателей внутреннего сгорания или газотурбинных установок; комплекс сооружений по водоподготовке и водоснабжению станции и жилого поселка; комплекс сооружений хозяйственно-фекальной и промышленно ливневой канализации; котельную с тепловыми сетями; объекты вспомогательных служб.

Промежуточные перекачивающие станции, предназначаемые для повышения давления перекачиваемого нефтепродукта в трубопроводе,станции имеют в составе те же объекты, что и головные, но вместимость их резервуарных парков значительно меньше, чем на головных станциях.

В данном курсовом проекте рассматривается эксплуатация основного оборудования НПС «Нижневартовск» магистрального нефтепровода «Нижневартовск-Курган-Самара» с годовым объемом перекачки Q_год=25 млн.т/год. Диаметр трубопровода D=820мм, длиной L=2150км, введен в эксплуатацию в 1976 году.

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 НАЗНАЧЕНИЕ И СОСТАВ СООРУЖЕНИЙ МТ «НИЖНЕВАРТОВСК-КУРГАН-САМАРА»

По своему назначению нефтепроводы подразделяются на 3 группы:

- внутренние- предназначенные для соединения различных объектов и детановок на промыслах, нефтескладах и перекачивающих станциях;

- местные- соединяющие промыслы с головными сооружениями магистрального нефтепровода, нефтеперекачивающие заводы с пунктами налива в ж/д цистерны или водный транспорт. Их протяженность может достигать нескольких десятков километров;

- магистральные- предназначенные для транспортирования больших грузопотоков нефти на значительные расстояния ( до нескольких тысяч километров). Характеризуется наличием нескольких перекачивающих станций и относительно непрерывностью работы. Рабочее давление в магистральных нефтепроводах обычно достигает 5-7,5 мПа.

Согласно нормам технологического проектирования ВМТП 2-86 к магистральным нефтепроводам относиться трубопроводы протяженностью свыше 50км., диаметром от 219 до 1220мм. включительно, предназначенных для перекачки товарной нефти из районов добычи или хранения до мест потребления (перевалочных нефтебаз, НПЗ, пунктов налива и др.).

В соответствии со строительными нормами и правилами СНиП 2.05.06-85 магистральные нефтепроводы подразделяются на 4 класса:

1-й класс- D_у от 1000 до 1200мм включительно;

2-й класс D_у от 500 до 1000мм;

3-й класс D_у от 300 до 500мм;

4-й класс D_у менее 300мм.

Магистральный нефтепровод «Нижневартовск-Курган-Самара» относится ко 2-му классу, так как диаметр трубопровода составляет 820мм.

Основные объекты сооружения нефтепровода.

В состав магистрального нефтепровода «Нижневартовск-Курган-Самара» входит следующие комплексы сооружений:

- подводящие трубопроводы, связывающие источники нефти (промысловой нефтесборный пункт) с головными сооружениями трубопроводов;

- головная перекачивающая станция (ГПС), на которой производится прием нефти, ее учет и перекачка на следующие станции;

- промежуточная перекачивающая станция (ПС), предназначенная для создания необходимого рабочего давления и дальнейшей перекачки;

- конечный пункт (КП), на котором осуществляется сдача нефти из нефтепровода, ее учет и распределение потребителям;

- линейные сооружения.

К линейным сооружениям магистрального нефтепровода «Нижневартовск» относится:

- трубопровод, который в зависимости от условий прокладки (геологических и климатических) прокладывается в подземном ( в траншеи), наземном (в насыпи) , либо в надземном (на опорах) вариантах. Применены стальные сварочные трубы диаметром до 1220 мм. Толщина стенки рассчитана исходя их максимального давления, развиваемого перекачивающей станциеи;

- линейная запорная арматура, предназначенная для перекрытия участков нефтепровода при авариях и ремонте. В зависимости от рельефа местности интервал между линейными задвижками составляет 15-20 км;

- переходы через естественные и искусственные препятствия:

· подводные переходы (выполненные в две нитки при ширине водной преграды в межень 75 и более);

· переходы через автомобильные и железнодорожные дороги, прокладываемые в защитном кожухах (футлярах);

· наземные переходы, через овраги, ущелья и тп.

Рис.1

- устройства приема и пуска скребка (рис.1), предназначенные для очистки нефтепровода в процессе эксплуатации, а так же для запуска и приема средств внутритрубной диагностики. Они размещены на расстоянии до 300км друг от друга и как правило, совмещены с перекачивающими станциями. Устройство приема и пуска скребка предусмотрены так же на лупингах и резервных нитках, протяженностью более 3км, и на отводах протяженностью 5 км. Технологические схемы устройств приема и пуска скребка обеспечивают различные варианты технологических операций в зависимости от расстояний на нефтепроводе: пропуск, прием и пуск, только пуск или только прием, а так же обеспечивать возможность осуществления перекачки без остановки ПС в процессе очистки и диагностики нефтепровода;

- станции противокоррозионной (катодной, дренажной) защиты нефтепровода;

- линии связи и электропередачи. Линии связи имеют в основном диспетчерское назначение, и является ответственным сооружением. Нарушение связи приводит, как правило, к остановке перекачки. Линия электропередачи (ЛЭП) предназначена для питания вспомогательных систем и станций катодной защиты (СКЗ);

- вдоль трассовые дороги, аварийно- восстановительные пункты (АВП), дома линейных обходчиков, вертолетные площадки.

1.2 НАСОСЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ НА ГНПС «НИЖНЕВАРТОВСК»

На НПС «Нижневартовск» применяется три основных рабочих и один резервный насос типа НМ5000-210 и два подпорных рабочих насос типа

НПВ 5000-120.

Насос типа НМ5200-210 - магистральный центробежный горизонтальный насос с двусторонним подводом жидкости к рабочему колесу и двухзавитковым спиральным отводом жидкости от рабочего колеса. Рассчитан на подачу 5000м³/ч и на напор 210м. Частота вращения 3000 об/мин. Дополнительный кавитационный запас составляет 42. КПД-89 %.

Рис.2

Входной и напорный патрубки насоса, направленные в противоположные стороны от оси насоса, расположены в нижней части корпуса, что обеспечивает удобный доступ к ротору и внутренним деталям насоса без отсоединения патрубков от технологических трубопроводов. Входной и напорный патрубки присоединены к технологическим трубопроводам сваркой.

Насос типа НПВ5000-120 вертикальные электронасосные агрегаты, состоящие из центробежных, одноступенчатых насосов с рабочим колесом двустороннего входа с предвключенным колесом и двухзавитковым спиральным отводом и электродвигателей взрывозащирщенного исполнения типа ВR13ОВ (вертикальный, асинхронный, обдуваемый), рассчитанна подачу 5000ь³/час,напор 120м.Мощность 2000кВт.Частота вращения 1480об/мин. Предназначены для подачи нефти от нефтехранилищ к насосам типа НМ с целью создания кавитационного запаса. Материал основных деталей: - рабочее колесо сталь 25Л-III; - предвключенное колесо сталь 20Х13Л-II; - корпус- чугун СЧ 20; - вал сталь 30Х13. Уплотнение вала - торцовое типа ТМ-120М. Присоединение патрубков к трубопроводам: - входного - сварное; - напорного - фланцевое. Давление в корпусе до 16 кгс/кв.см. Климатическое исполнение и категория размещения при эксплуатации - У1 ( тем-ра окружающей среды от -50 до +40 Гр.С, работа на открытых площадках). Для данного насоса: - ДКЗ - не более 5,0 м; - КПД - 85%.

1.3 ЭКСПЛУАТАЦИЯ НАСОСОВ НА НПС «НИЖНЕВАРТОВСК»: ПУСК И ОСТАНОВКА

Пуск в работу насосного агрегата производится в следующем порядке:

- осматривают агрегат, проверяют состояние болтовых соединений, запорной арматуры технологической линии и систем смазки охлаждения, наличие масла в баке при централизованной схеме смазки и т.д.;

- закрывают кран мановакуумметра;

- включают вспомогательные системы: водяные насосы системы охлаждения, масляные насосы централизованной системы смазки, вентиляторы систем обдува электродвигателей и вентиляции насосной станции;

- закрывают задвижку на напорной линии;

- заполняют насос перекачиваемой жидкостью: при работе с подпором заполнение производят при открытой задвижке на всасывающей линии, а при работе с разряжением - при помощи вакуумнасоса при открытой задвижке на всасывающей линии;

- во вспомогательных системах замеряют температуру и давление масла, воды и воздуха;

- включают двигатель;

- когда манометр на напорном патрубке покажет давление, указанное в паспорте, открывают напорную задвижку и кран мановакуумметра: при открытии напорной задвижки необходимо следить за показаниями амперметра; в случаи перегрузки электродвигателя насосный агрегат немедленно останавливают, для выяснения причин перегрузки;

- равномерно открывая задвижку на нагнетательной линии, насос нагружают до рабочего режима, при этом показания манометра на напорном патрубке насоса и амперметра двигателя должны соответствовать давлению и мощности, указанным в паспорте.

Во время работы насосного агрегата следят, чтобы вибрация фундамента, корпуса и подшипника не превышала определенных значений. Обращают внимание на то, чтобы не было стука, заеданий, нагрева подшипников, сальников, корпуса насоса и двигателя. Опробование насосного агрегата под нагрузкой продолжается 2-3 ч. При этом проверяют работу насоса без нагрузки ( задвижка на линии нагнетания закрыта на короткое время, только для фиксирования давления и потребляемой мощности), на рабочем и максимальном возможном режиме, который характеризуется срывом работы и перегрузкой двигателя. На каждом режиме фиксируют показания манометров, амперметра, вольтметра, замеряют частоту вращения вала, температуру подшипников и охлаждения жидкости.

1.4 ЭКСПЛУАТАЦИЯ УПЛОТНЕНИЙ НАСОСОВ

Уплотнения - это приспособления для предотвращения или уменьшения протечки жидкости или газа через зазоры между деталями. Наличие в механизмах уплотнений вызвано тем, что в местах соединения деталей даже после самой тщательной их механической обработки остаются неровности, образующие зазоры. Каждое уплотнение характеризуется наличием пары сопряженных элементов с относительным перемещением. Основные требования к уплотнениям - герметичность, долговечность и способность работать при определенных давлениях, температуре и скоростях сопрягаемых деталей.

Уплотнения различают для неподвижного и подвижного контактов деталей. К первому виду уплотнений относятся различные прокладки из кожи, паронита, фторопласта, металла между неподвижными деталями оборудования, например между крышкой и корпусом насоса. Наиболее распространены плоские и профильные прокладки с пластической и упругой деформациями. Максимальное допустимое рабочее давление для них обуславливается механическими свойствами материала, размерами и конфигурацией уплотнений, а так же способами его монтажа. Правильная конструкция и обработка уплотнительных поверхностей насоса обеспечивают безупречную работу этого вида уплотнений и необходимую герметизацию.

К уплотнениям подвижного контакта относятся контактные, бесконтактные и комбинированные. Контактные уплотнения имеют непосредственное соприкосновение (контакт) сопряженных деталей и обеспечивают практически абсолютную герметизацию. Они применяются главным образом в качестве концевых уплотнений валов, предотвращая выход перекачиваемой жидкости через вал насоса. По направлению усилия, сжимающего контактную пару сопряженных элементов, контактные уплотнения разделяют на радиальные (усилия направлено перпендикулярно к оси вала) и аксиальные (усилия направлено вдоль оси вала).жим трения зависит от вида и способа смазки и может быть сухим или граничным.

Режим сухого трения характеризуется полным отсутствием жидкости между контактирующими поверхностями и приводит к наибольшим затратам энергии на трение. Этот режим характерен при пуске насосов, незаполненных жидкостью, а так же для пар трения торцовых уплотнений, длительное время находящихся в нагруженном состоянии.

В режиме граничного трения между контактирующими поверхностями находится пленка жидкости без избыточного давления. При этом режиме трения обеспечивается наибольшая эффективность уплотнения, т.е. наилучшая герметичность между трущими парами. Даже незначительное увеличение удельного давления или скорости скольжения контактирующих пар трения может привести к замене режима граничного трения на режим сухого трения, что характеризуется увеличением тепловыделения в зоне контакта из- за разрыва сплошности смазочной пленки.

Гидравлические контактные уплотнения делятся на гидродинамические (полужидкостной режим трения) и гидростатические ( жидкостной режим трения). В первом случаи пленка масла образуется за счет сил относительного вращения сопрягающихся элементов, во втором- за счет подачи смазки и зазор с помощью специальных устройств.

Режим полужидкостного трения смазывающая пленка между поверхностями трения находится под гидравлическим давлением. В этом режиме утечки жидкости между уплотняемыми поверхностями несколько возрастают.

Режим жидкостного трения характеризуется полным разделением контактирующих поверхностей слоем жидкости. В этом режиме трения утечки достигают значительной величины, поэтому режим жидкостного трения не рекомендуется применять.

Основной недостаток контактных уплотнений- износ их контактных поверхностей в результате трения вращающегося и неподвижного элементов. Трение и износ контактной пары ограничивает долговечность уплотнительных устройств этого типа и служит причиной энергетических потерь, затрачиваемых на преодоление сопротивлений вращения.

К контактным уплотнениям относятся сальники, манжеты и торцовые уплотнения, которые отличаются друг от друга конструкцией уплотнительного элемента.

У бесконтактных уплотнений нет непосредственного контакта с взаимно перемещающимися деталями, а имеется постоянный гарантированный зазор между ними, поэтому они не герметичны. Их устройства по сравнению с контактными проще, они надежнее в работе и применяются в основном для уменьшения протечек жидкости во внутренних полостях насоса, находящихся под разным давлением.

По направлению нормали к потоку бесконтактные уплотнения делятся на радиальные и аксиальные. Если эффективность бесконтактного уплотнения зависит только от геометрической формы сопряженных элементов, такое уплотнение называется статистическим, а если зависит от геометрической формы и относительной частоты вращения элементов - динамическим.

Достоинством бесконтактных уплотнений является отсутствие трения и износа в сопряжение, что определяет незначительные энергетические затраты и практически не ограничены ресурсы работы. К основному недостатку этого вида уплотнений следует отнести отсутствие полной герметизации. К бесконтактным уплотнениям центробежных насосов относятся щелевые, лабиринтные и динамические.

Щелевое уплотнение - располагается во входной части насоса между его корпусом и колесом и служит для уменьшения перетока жидкости между областями высокого и низкого давлении. Само название щелевое говорит о том, что между твердыми уплотняющими элементами находится пространство (щель), благодаря которому нет непосредственного контакта между элементами и, следовательно, нет трения уплотняющих поверхностей.

Рис.3

Лабиринтные уплотнения - бесконтактные устройства между двумя или несколькими деталями, находящимися в движении одна относительно другой. Это уплотнение - более сложная разновидность щелевого уплотнения и состоит из ряда чередующихся узких щелей и расширительных камер. Лабиринтные уплотнения наиболее часто применяются для уплотнений внутренней полости насоса, находящихся под разным давлением и уплотнений пространства между вращающимся валом и неподвижным корпусом. Лабиринтные уплотнения эффективнее щелевого, поскольку оказывают большое гидравлическое сопротивление потоку жидкости, но конструктивно сложнее.

Динамическое уплотнение - бесконтактное уплотнение двух сопрягающихся поверхности, находящихся во взаимном вращении одна относительно другой. Эффективность динамического уплотнения увеличивается с увеличением частоты вращения уплотняемых элементов.

Одно из динамических уплотнений-виноканавочное. В корпусе вращается вал с выполненной на нем винтовой нарезкой. При вращении вала возникает осевая сила давления винтовой нарезки на жидкость, которая действует в сторону, противоположную приложенному перепаду давления, предотвращая утечку жидкости. Простота изготовления, практически не ограниченная долговечность и высокая надежность винтоканавочного уплотнения определили широкое применение этого типа уплотнения. Основной недостаток винтоканавочного уплотнения- нереверсированность устройства (она действует только при вращении вала в одну определенную сторону), а так же отсутствию уплотняющего воздействия при остановке вала. Обычно винтоканавочные уплотнения применяют при высоких частотах вращения вала для предотвращения утечек масла и защиты полости опоры. В последние годы такие уплотнения получили распространение в магистральных нефтяных насосах в узлах уплотнения вала.

Комбинированные уплотнения являются сочетанием контактного и бесконтактного уплотнения. Это наиболее совершенное уплотнение, позволяющее полнее использовать преимущества обоих типов. Оно применяется в качестве концевого уплотнения, обеспечивая практически полную герметизацию между подвижными элементами.

Комбинированные уплотнения обладают хорошей герметизацией за счет контактной части уплотнений и повышенной долговечностью. Примером комбинированного уплотнения может быть стояночное уплотнение комбинация торцового уплотнения с динамическим или лабиринтным.

Торцовое уплотнение представляет собой герметизирующее устройство вращающегося вала, в котором уплотняющие поверхности расположены перпендикулярно к оси вращения, а усилия, которые удерживают эти поверхности в контакте, направлены параллельно оси вала.

Торцовые уплотнения по сравнению с сальниковыми обладают следующими преимуществами: способны работать при сравнительно большой частоте вращения и высоких давлениях - до 4 МПа, а в некоторых случаях - до 7-8 МПа; не требуют постоянного обслуживания, достаточно периодического наблюдения; обладают высоким сроком службы, для хороших и правильно применяемых конструкций он составляет несколько тысяч и даже десятков тысяч часов; капельная утечка перекачиваемой жидкости незначительна (например, по данным американской фирмы «Johne Crane», отношение утечек для сальниковых и торцовых уплотнений составляет 100:1); большая виброустойчивость и меньшая требовательность к соосности ротора и корпуса; расход мощности на трение незначителен.

К недостаткам торцовых уплотнений следует отнести сложность конструкции, сравнительно высокую стоимость, необходимость частичной разборки насоса при их замене.

Щелевое уплотнение - наиболее распространенный вид бесконтактного уплотнения в центробежных насосах. Это уплотнение располагается во входной части насоса между его корпусом и колесом и служит для уменьшения перетока жидкости между областями высокого и низкого давлений. Само название щелевое говорит о том, что между твердыми уплотняющими элементами находится пространство (щель), благодаря которому нет непосредственного контакта между элементами и, следовательно нет трения уплотняющих поверхностей.

Торцовые уплотнения

Торцовые уплотнения представляет собой герметизирующее устройство вращающего вала, в котором уплотняющие поверхности расположены перпендикулярно к оси вращения, а усилия, которые удерживают эти поверхности в контакте направлены параллельно оси вала. Торцовые уплотнения нашли широкое применение в центробежных насосах благодаря высокой эффективности уплотнения и возможности работы при высоких давлениях уплотняемой жидкости.

В торцовом уплотнении пара трения образована двумя уплотнительными кольцами (втулками): опорным, которое жестко зафиксировано на волу шпонкой (или в корпусе), и плавающим (упорным), которая может перемещаться вдоль оси вала. Упорное кольцо поджимается к опорному при помощи пружины.

В зависимости от расположения упругого элемента (пружины) в viношении различают торцовые уплотнения с неподвижным упругим элементом и подвижным (вращающимся) упругим элементом.

В зависимости от площади соприкосновения уплотнительных колец торцовые уплотнения делятся на разгруженные и неразгруженные. В разгруженном торцовом уплотнении площадь, на которую действует давление жидкости, меньше площади контакта уплотнительных колец, следовательно отношение удельного давления на поверхности контакта р_к к внутреннему давлению перед уплотнением р_и меньше единицы, то есть р_к / р„<1. В неразгруженном торцовом уплотнении давление р_и на торец плавающего кольца меньшее удельного давления на контактной поверхности колец р_к следовательно р_к / р_и>1. Торцовые уплотнения так же бывают одинарного и двойного действия. В одинарном уплотнении с вращающим подвижным элементом плавающее кольцо устанавливается на валу на свободной посадке и фиксируется от проворачивания штифтом. В крышке неподвижно закреплено опорное кольцо. Резиновое уплотнение препятствует утечки жидкости между валом и вращающейся втулкой. Это кольцо неподвижно относительно уплотняемых деталей и, следовательно неподвержено износу. Резиновое уплотнение создает герметичность соединения между опорной втулкой и крышкой и так же неподвержено износу. Для размещения уплотнительных резиновых колец в основном применяют прямоугольные канавки.

Во время работы насоса давление жидкости со стороны насоса обеспечивает необходимое усилие для прижатия торцовых поверхностей плавающего кольца к торцу опорному, отсюда и название - торцовое уплотнение. На кольцевой плоской поверхности образуется плотный контакт, препятствующий проникновению перекачивающей жидкости из полости насоса. Пружина осуществляет контакт между трущимися парами в случае снижения давления жидкости при остановке насоса, а так же компенсирует износ этих поверхностей во время эксплуатации в осевом направлении.

Таким образом, уплотнительные поверхности трущихся пар в определенных пределах могут самоустанавливаться.

В торцовом уплотнении с двумя плавающими кольцами каждое уплотнительное кольцо имеет резиновое уплотнение круглого сечения, препятствующее утечкам жидкости из полости насоса. Одно из достоинств колец круглого сечения - сравнительно малая сила трения при перемещении деталей.

Несмотря на хорошую герметичность одинарного торцового уплотнения в нем все же имеются незначительные утечки жидкости. Если по условиям эксплуатации необходимо полностью исключить эти утечки, например при перекачки сжиженных газов или токсичных жидкостей, применяют двойное торцовое уплотнение.

Двойное торцовое уплотнение представляет собой конструкцию, состоящую из двух одинарных уплотнений, образующих замкнутую полость, в которую подводится запирающая жидкость от внешнего источника с давлением, превышающим давление жидкости со стороны насоса. ^Принцип , действия такого уплотнения аналогичен принципу действия сальникового уплотнения с гидравлическим затвором. В результате многочисленных экспериментов установлено, что наилучшие результаты работы торцового уплотнения получаются при полужидкостном режиме трения в паре. В этом случае часть нагрузки, действующей на аксиально подвижную втулку, воспринимается контактирующими шероховатостями поверхностей пар, а остальная часть нагрузки - жидкостью, которой заполнен зазор между уплотняющими поверхностями. При сухом и полусухом режимах трения наблюдается повышенный износ уплотняющих поверхностей рабочих колец, а при жидкостном трении - повышении утечки. Можно считать, что поверхность трения вращающегося и неподвижного колец установлено строго перпендикулярно и концентрично к оси вращения вала, а сами поверхности абсолютно плоские. На самом деле в рабочих условиях происходит незначительная деформация уплотнительных колец, что приводит к изменению профиля герметизирующей щели. Она становится либо диффузорной, либо конфузорной, что вызывает различные по величине протечки жидкости.

Исследования показали так же, что потери энергии в торцовом уплотнении происходит в основном в результате трения контактирующих поверхностей, которое, в свою очередь, зависит от режима трения. В качестве материала контактных колец в этих случаях применяют керамику, металлокерамику, карбид вольфрама, карбид титана и т.п.

Применение торцовых уплотнений связано с их эффективностью как герметизирующего элемента и долговечностью работы. Они просты в обслуживании, которое ограничивается периодическим наблюдением, и расходую не значительную энергию на трения. Торцовые уплотнения могут работать в тяжелых условиях при давлении до 45 МПа, температуре до 200 ⁰ С и относительной скорости вращения до 100 м/с.

К недостаткам торцовых уплотнений относятся сложность конструкции, сравнительно высокая стоимость и необходимость частичной разборки насоса при замене торцового уплотнения.

Срок службы и качества работы торцового уплотнения зависят от правильно выбранных материалов пары трения. Материал для трущихся пар необходимо выбирать с учетом физико-механических свойств уплотняемой среды. Уплотняемой средой при герметизации валов центробежных насосов является нефть, которая обладает хорошими смазывающими свойствами. В нефтяных насосах для вращающегося кольца применяют углеродистые, хромистые и хромоникелевые стали или стали с наплавкой из сормайта. Неподвижное кольцо изготовляют из бронзы или графита. Перекачиваемая по магистральным нефтепроводам нефть содержит в своем составе некоторое количество абразивных веществ (песка, металлических частиц и т.п.), которые способствуют повышенному износу контактных поверхностей торцовых уплотнений. Чтобы исключить попадание абразивных частиц между поверхностями трения уплотнения снабжают в зоне контакта камеры, которая отделяется уплотнение от перекачиваемой жидкости, дросселируется щелью, манжетной или сальниковой набивкой.

1.5 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НАСОСОВ И УПЛОТНЕНИЙ

магистральный нефтепровод насос уплотнение

При производстве работ в насосных, кроме требований, изложенных в настоящей инструкции, должны выполняться также требования инструкций но охране труда при проведении газоопасных и огневых работ, а при проведении работ на высоте более 1,5 м над уровнем пола или перекрытия работники должны выполнять требования "Инструкции по охране труда при работе на высоте".

К обслуживанию насосного агрегата допускаются лица, прошедшие медицинский осмотр, обучение, инструктаж и проверку знаний по охране труда.

При проведении работ в насосных, в случае нарушения правил охраны . труда, работники могут быть подвержены воздействию токсичных веществ, повышенной температуры, вибрации, электрического тока.

Руководитель предприятия возлагает технический надзор за эксплуатацией насосных на квалифицированного специалиста, являющегося ответственным за их безопасное обслуживание, ведение журнала эксплуатации насосных агрегатов и оборудования насосных, принятие мер по устранению обнаруженных неисправностей.

Насосная должна быть оборудована принудительной приточно- вытяжной вентиляцией, системой аварийной вентиляции, сблокированной с автоматическим газоанализатором, стационарными или переносными грузоподъемными устройствами, системой автоматического пожаротушения.

В насосной должны быть вывешены инструкции по охране труда и пожарной безопасности, по эксплуатации насосных агрегатов, график планово-предупредительного ремонта агрегатов, схема обвязки насосов и соединений с трубопроводами и резервуарами, схема электрической части насосов.

Насосные должны содержаться в чистоте и порядке.

Хранение смазочных материалов в насосной допускается в количестве не более суточной потребности. Смазочный материал должен храниться в специальной металлической или полиэтиленовой таре с плотно закрытыми крышками.

Хранение легковоспламеняющихся жидкостей в насосных не допускается.

Все открытые и доступно расположенные движущиеся части насосного оборудования должны быть снабжены металлическими защитными ограждениями.

В темное время помещение насосной должно иметь освещение не менее 150 лк.

Для местного освещения в темное время суток должны применяться переносные аккумуляторные светильники во взрывозащищенном исполнении напряжением не выше 12 В.

Светильники включают и выключают вне помещения насосной, на расстоянии не менее 20 м.

В помещении насосной запрещается пользоваться открытым огнем и курить.

В насосной необходимо иметь комплект аварийного инструмента, запас аккумуляторных фонарей, которые должны храниться в специальных шкафах в операторной.

Вход в помещение насосной посторонним лицам (не обслуживающим установку) запрещен.

Требования промышленной безопасности при эксплуатации насосов

Требования безопасности перед началом работы

Включить приточно-вытяжную вентиляцию.

Проверить состояние рабочего места, исправность инструмента, приспособлений, механизмов, наличие средств индивидуальной зашиты и первичных средств пожаротушения.

Запрещается пользоваться неисправным инструментом, приспособлениями, механизмами, средствами индивидуальной защиты.

Проверить состояние заземления насосов, электродвигателей, электроаппаратуры, трубопроводов и другого оборудования насосной.

Корпусы насосов, перекачивающих нефтепродукты, должны быть заземлены независимо от заземления электродвигателей, находящихся на одной раме с насосами.

Перед проведением ремонтных работ, связанных с разборкой насосного агрегата или другого оборудования насосной, необходимо отключить электроэнергию с помощью коммутационной аппаратуры и убрать предохранители, на щит управления агрегатами вывесить плакат "Не включать I работают люди!", отсоединить насос от трубопроводов закрытием задвижек.

Требования безопасности во время работы

В насосной должна быть обеспечена надежная работа естественной и принудительной приточно-вытяжной вентиляции.

Запрещается пускать в работу насосные агрегаты при неработающей вентиляции, а также со снятыми ограждениями и предохранительными кожухами, с неисправными манометрами.

При эксплуатации насосных должен быть установлен надзор за герметичностью насосов и трубопроводов. Подтекание нефтепродуктов через торцевые и сальниковые уплотнения насосов выше допустимых нормативов, установленных заводом -изготовителем, должно немедленно устранять.

Все трущиеся части насоса должны регулярно смазываться. При смазке не должно быть растекания и разбрызгивания смазочных материалов.

В случае обнаружения нарушений в режиме работы насоса (шум, повышенная вибрация, перегрев подшипников, подтекание сальников, трещины и дефекты отдельных частей и т.п.) насос должен быть остановлен»

До выяснения и устранения неисправностей работа насоса запрещается.

Температуру подшипников и сальников следует проверять не реже одного раза в час. Перегрев подшипников выше 60°С не допускаемся.

При остановке насоса для ремонта необходимо:

отключить электродвигатель от источника питания и на пусковом устройстве вывесить плакат "Не включать - работают люди!";

отключить насос от трубопроводов путем закрытия задвижек и установкой заглушек;

оставшийся продукт удалить из насоса;

сделать запись в журнале эксплуатации с указанием времени остановки агрегата для ремонта.

Разборка и ремонт насоса должны производиться по распоряжению руководителя предприятия с оформлением наряда-допуска на выполнение работ повышенной опасности.

После промывки корпус и детали насоса необходимо насухо прогерегь обтирочным материалом.

При ремонте насосов и других работах в помещении насосной должен применяться инструмент изготовленный из материала, исключающего искрообразование при ударе.

Не допускается нахождение людей напротив выбиваемых или выпрессовываемых деталей.

Работники, пользующиеся электрическим инструментом» должны иметь группу по электробезопасности не ниже II и соответствующее удостоверение.

Смена электроламп и предохранительных колпаков в насосных

проводится электромонтером.

Во время работы насосных агрегатов запрещается:

производить крепление и ремонт каких-либо деталей и оборудования, находящихся под давлением;

удалять ограждение или отдельные его части;

тормозить движущиеся части руками или при помощи других предметов (лом, труба и т.д.);

класть на горячие части насосов и трубопроводов обтирочный материал

или какие-либо другие предметы, пропитанные нефтепродуктами;

оставлять насосный агрегат без присмотра, при отсутствии средств

автоматического контроля и сигнализации.

Требования безопасности в авариных ситуациях.

При эксплуатации насосных возможны аварийные ситуации, в том числе:

В значительные утечки нефти на работающем агрегате; внезапное прекращение подачи электроэнергии или пара; сильная вибрация насосного агрегата, перегрев и появление дыма из подшипников, уплотнений, сальников в разделительной стене, загорание; повышенная загазованность.

В случае аварийной ситуации, а также при обнаружении какой-либо неисправности, нарушающей нормальный режим работы насоса или создающей угрозу работникам, насос должен быть остановлен, задвижки на входных и выходных линиях закрыты. Руководство предприятия должно быть извещено об аварийной остановке насоса.

Запрещается пускать насос в работу до устранения всех неисправностей. При несчастном случае пострадавшему следует оказать первую помощь, вызвать "Скорую помощь", сообщить руководству предприятия.

В случае возгорания или взрыва в помещении насосной, немедленно остановить все виды перекачки, вызывать пожарную охрану, сообщить руководству предприятия, действовать согласно плану ликвидации аварий.

Требования безопасности по окончании работ

После окончания работ в помещении насосной работники, выполнявшие эти работы, обязаны убрать рабочее место, привести в порядок инструменты и рабочие приспособления.

Промасленный обтирочный материал следует складывать в специальные металлические ящики с крышками с последующей его регенерацией или уничтожением.

После окончания работ с токсичными веществами необходимо выполнить требования личной гигиены.

Требования промышленной безопасности при эксплуатации насосов

Под понятием насосной установки следует понимать один насос или группу насосов с числом менее или равным трем, которые удалены друг от друга на расстояние не более 3-х метров. Насосные установки (станции) нефти и нефтепродуктов могут быть закрытыми (в зданиях) и открытыми (под навесами).

В открытых насосных станциях, расположенных под навесами, площадь устраиваемых в них боковых ограждений должна составлять не более 50% общей площади закрываемой стороны (считая по высоте от пола до выступающей части перекрытия или покрытия насосной).

Защитные боковые ограждения открытых насосных должны быть несгораемыми и по условиям естественной вентиляции не доходить до пола и покрытия (перекрытия) насосной не менее чем на 0,3 м.

Система защиты насосов и материальное исполнение насоса и его деталей должны обеспечивать безопасную эксплуатацию на весь срок службы.

Для перекачивания (нагнетания) легковоспламеняющихся жидкостей применяются центробежные бессальниковые насосы с двойным торцевым, а в обоснованных случаях - с одинарным торцевым и дополнительным уплотнением.

В качестве затворной жидкости должны использоваться негорюиие или нейтральные к перекачиваемой среде жидкости.

Не допускается применение поршневых насосов в системах централизованной заправки самолетов (ЦЗС) в аэропортах.

На нагнетательном трубопроводе должна быть предусмотрена установка обратного клапана для предотвращения перемещения транспортируемых веществ в обратном направлении.

Ограничение максимальной скорости налива ЛВЖ и ГЖ до безопасных пределов должно обеспечиваться перепуском части нефти во всасывающий трубопровод насоса.

Насосы оснащаются системами сигнализации и блокировок, обеспечивающими их безопасную эксплуатацию в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей по техническому обслуживанию и эксплуатации, нормативно-технической документацией.

Насосы, перекачивающие нефть, независимо от места их установки, должны иметь местное и дистанционное управления.

На линиях всасывания и нагнетания насосов должны предусматриваться запорные или отсекающие устройства, как правило, с дистанционным управлением. Обустройство дистанционного отключения участков трубопроводов принимается проектной организацией в каждом конкретном случае в зависимости от диаметра и протяженности трубопровода, характеристики транспортируемой среды.

Для вновь проектируемых и реконструируемых нефтебаз должен быть обеспечен мониторинг за работой насосного оборудования, в том числе за уровнем вибрации.

Пускать в работу и эксплуатировать центробежные насосы при отсутствии ограждения на подвижных частях запрещается.

Запрещается эксплуатации насоса с неисправными манометрами.

В насосных станциях полы должны быть выполнены из негорючих и стойких к воздействию нефтепродуктов материалов. В полах должны располагаться дренажные лотки. Лотки должны быть надлежащим образом закрыты, их дно и стенки должны быть непроницаемыми для воды и нефтепродуктов. Лотки должны быть соединены с канализацией через гидрозатворы и иметь постоянный уклон в ее сторону. Насосные станции должны быть оборудованы системой горячего водоснабжения с температурой воды не более 60°С.

В открытых насосных станциях должен быть предусмотрен обогрев полов. Устройства, обогревающие пол, должны обеспечивать на поверхности пола насосной температуру не ниже + 5°С при расчетной средней температуре наиболее холодной пятидневки.

Размещение насосных следует выполнять в соответствии с требованиями строительных норм и правил и соблюдением противопожарных норм для складов нефти и нефтепродуктов. Насосы и трубопроводы в насосных должны быть расположены так, чтобы было удобно производить их обслуживание, ремонт и осмотр.

Установка насосов, перекачивающих высоковязкие, обводненные или застывающие при температуре наружного воздуха продукты на открытых площадках, должна быть выполнена с соблюдением условий, обеспечивающих непрерывность работы, теплоизоляцию или обогрев насосов и трубопроводов, наличия систем продувки или промывки насосов и трубопроводов.

Двухступенчатая схема подачи мазута на сжигание должна предусматривать возможность работы любого насоса 1 ступени, подогревателя, фильтра тонкой очистки с любым насосом 2 ступени.

На трубопроводах дренажей и воздушников от мазутопроводов системы мазутного хозяйства теплоэлектростанций с рабочим давлением 2,5 МПа И- более следует предусматривать установку двух запорных устройств, расположенных последовательно.

Подогреватели мазута должны размещаться вне помещений - на открытых бетонированных площадках, имеющих уклон в стороны колодцев (трапов) для сбора ливневых вод и оборудоваться стационарной кран-балкой.

Корпуса насосов, перекачивающих ЛВЖ и ГЖ, должны быть заземлены, независимо от заземления электродвигателей, находящихся на одной раме с насосами.

В насосных станциях для контроля загазованности по предельно допустимой концентрации и нижнему концентрационному пределу взрываемости должны устанавливаться средства автоматического газового анализа с сигнализацией, срабатывающей при достижении предельно допустимых величин. Все случаи загазованности должны фиксироваться приборами.

Места установки и количество датчиков или пробоотборных устройств определяются в проекте.

В помещении насосной должна быть обеспечена исправная и постоянно действующая работа вентиляционных устройств. При неисправности и выключенной вентиляции работа насосов не допускается.

Помещения насосной должны быть оборудованы грузоподъемными устройствами для ремонта оборудования, электрооборудование которых по исполнению должно соответствовать категории и группе взрывоопасной смеси и классу взрывоопасной зоны в соответствии с требованиями

устройства электроустановок.

Каждый насосный агрегат должен иметь паспорт, в который заносятся все сведения по ремонту и замене комплектующих частей. В документации агрегата должен быт ь указан расчетный срок эксплуатации. Монтаж, наладку и испытания насосов следует производить согласно проекту и инструкции завода - изготовителя.

2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 РАСЧЕТ ТОРЦОВОГО УПЛОТНЕНИЯ

Частота вращения вала n=2950 об/мин, диаметр вала -100 мм, диаметр гильзы с расточкой под торцовое уплотнение-110 мм. Конструктивные размеры рабочих колец :d₁=140мм; d₂=130мм; d₀=136.

Поверхность трения:

F=

F=;

Неуравновешенная площадь аксиально подвижного кольца, по которому осуществляется гидравлический режим:

=

= ;

Коэффициент разгрузки:

;

Удельное давление от усилий всех пружин при максимальном их сжатии без учета сил трения:

;

Удельное давление при давление среды в камере уплотнения p=40 кгс/см²:

Результирующее удельное давление в паре трения при максимальном сжатии пружины

2.2 РАСЧЕТ ЩЕЛЕВОГО УПЛОТНЕНИЯ

Для расчета принимаем НМ 5000-210 с параметрами: Q=5000 м³/ч, Н = 210 м, D_упл = 395 мм, коэффициент кинематической вязкости нефти м²/сек; Спиральный насос с шириной зазора уплотнения мм; Длина уплотнительного кольца 50 мм; Определив , сделаю вывод о работоспособности (пригодности) уплотнительного кольца.

Отношение длины к диаметру уплотнительного кольца

- соответствует требованиям

Перепад давления в щелевом уплотнении

Площадь сечения щелевого уплотнения

Скорость движения жидкости в щелевом уплотнении

Режим перекачки

- Ламинарный режим

Коэффициент гидравлического сопротивления по формуле Стокса

Коэффициент расхода по формуле Ломакина

Объем жидкости, который перетекает из области нагнетания в область всасывания



Потери уплотнение находится в пределах допустимых потерь, т.к

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании выполненного курсового проекта, можно сделать следующий вывод:

1.эксплуатация оборудования на НПС «Нижневартовск» соответствует требованиям нормативно-технических документов;

2.на НПС «Нижневартовск» насосы и уплотнения эксплуатируются в соответствии с требованиями безопасности.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Галеев В.Б., Карпачев М.З.,Харламенко В.И. «Магистральные нефтепродуктопроводы» М: Недра 1976

2. Галеев В.Б., Харламенко В.И.,Сощенко Е.М.,Мацкин Л.А. «Эксплуатация магистральных нефтепродуктопроводов» М: Недра 1973

3. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Коршак А.А.,Шаммазов А.М. «Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов»

4. http://base1.gostedu.ru/41/41404/

Размещено на Allbest.ru