Ремонт насоса НМ 3600-230

Размещено на http://allbest.ru

ВВЕДЕНИЕ

насос ремонт углеводородный

Целью данной курсовой работы является изучение организации ремонта насоса НМ 3600-230.

Горизонтальный электронасосный агрегат с центробежным одноступенчатым насосом с рабочим колесом двустороннего входа предназначен для перекачивания нефти и нефтепродуктов с температурой от -5 до +80 Гр.С, с содержанием механических примесей не более 0,05% по объему, размером частиц не более 0,2 мм. Насосы типа НМ - нефтяные магистральные насосы с горизонтальным разъемом корпуса и двухзавитковм спиральным отводом предназначены для транспортировки жидкости по магистральным нефтепроводам. Материалы насоса проточной части: рабочее колесо сталь 25Л-I; крышка, корпус - сталь 20Л-II, Уплотнение вала - торцовое. Насос работает с подпором. Давление на входе до 8 кгс/кв.

Также в данном курсовом проекте рассматриваются виды транспортировки сырья как по промыслу, так и на нефтеперерабатывающие предприятия и далее потребителям.

Здесь же представлены технические характеристики для ремонта и эксплуатации центробежного насоса серии НМ 3600-230.

В проекте произведен расчет основных характеристик данного вида насоса для эксплуатации в промысловых условиях.

1. ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

1.1 Виды транспорта углеводородного сырья

Транспортировка нефти

На заре нефтяной промышленности транспортировка нефти осуществлялась в деревянных бочках. Но вскоре нефтяные компании осознали, что гораздо выгоднее транспортировать нефть по трубопроводам.

Современная транспортировка нефти осуществляется различными видами транспорта:

· Трубопроводным

· Железнодорожным

· Автомобильным

Трубопроводный

В зависимости от вида транспортируемого продукта различают следующие типы узкоспециализированных трубопроводных систем: нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, газопроводы и трубопроводы для транспортирования нетрадиционных грузов. Независимо от того, что транспортируется по трубам, все узкоспециализированные системы состоят из одних и тех же элементов (на примере нефтепровода (рис.1)):

Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП.

Головной и промежуточных перекачивающих станций:

Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыслов, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод. Головная НПС располагается вблизи нефтепромыслов.



1 - подводящий трубопровод; 2 - головная нефтеперекачивающая станция; 3 - промежуточная нефтеперекачивающая станция; 4 - конечный пункт; 5 - линейная часть; 6 - линейная задвижка; 7 - дюкер; 8 - надземный переход; 9 - переход под автодорогой; 10 - переход под железной дорогой; 11 - станция катодной защиты; 12 - дренажная установка; 13 - доля обходчика; 14 - линия связи; 15 - вертолетная площадка; 16 - вдольтрассовая дорога подводящих трубопроводов.

Рисунок 1- Состав сооружения магистрального нефтепровода

Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50... 200 км)конечного пункта

Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.

На магистральных нефтепроводах большой протяженности организуются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Граница между эксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС. Промежуточная НПС, находящаяся в начале эксплуатационного участка, является для него "головной" НПС, а промежуточная НПС, находящаяся в конце эксплуатационного участка - "конечным пунктом" для него. Состав сооружений промежуточных НПС, расположенных на концах эксплуатационного участка, отличается от обычных наличием резервуарных парков. Таким образом, магистральный нефтепровод большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных нефтепроводов протяженностью не более 600 км каждый.

К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся:

1) собственно трубопровод (или линейная часть);

2) линейные задвижки;

3) средства защиты трубопровода от коррозии (станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки);

4) переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т.п.);

5) линии связи;

6) линии электропередачи;

7) дома обходчиков;

8) вертолетные площадки;

9) грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода.

Собственно трубопровод - основная составляющая магистрального нефтепровода - представляет собой трубы, сваренные в "нитку", оснащенные камерами приема и пуска скребков, разделителей, диагностических приборов, а также трубопроводы-отводы.

Минимальное заглубление трубопроводов до верха трубы должно быть не менее (м):

при обычных условиях прокладки 0,8

на болотах, подлежащих осушению 1,1

в песчаных барханах 1,0

в скальных грунтах, болотистой местности при

отсутствии проезда автотранспорта и сельхозмашин 0,6

на пахотных и орошаемых землях 1,0

при пересечении каналов 1,1.

Линейные задвижки устанавливаются по трассе трубопровода не реже, чем через 30 км, с учетом рельефа местности таким образом, чтобы разлив нефти в случае возможной аварии был минимальным. Кроме того, линейные задвижки размещаются на выходе из НПС и на входе в них, на обоих берегах пересекаемых трубопроводом водоемов, по обеим сторонам переходов под автомобильными и железными дорогами.

Станции катодной защиты располагаются вдоль трассы трубопровода в соответствии с расчетом. Протекторная защита применяется в местах, где отсутствуют источники электроснабжения. Дренажные установки размещаются в местах воздействия на трубопровод блуждающих токов (линии электрифицированного транспорта, линии электропередач и др.).

При переходах через водные преграды трубопроводы, как правило, заглубляются ниже уровня дна. Для предотвращения всплытия на трубопроводах монтируют чугунные или железобетонные утяжелители (пригрузы) различной конструкции. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод укладывают в патроне (кожухе) из труб, диаметр которых не менее, чем на 200 мм больше. При пересечении естественных и искусственных препятствий применяют также надземную прокладку трубопроводов (на опорах, либо за счет собственной жесткости трубы).

Вдоль трассы трубопровода проходят линии связи, линии электропередачи, а также грунтовые дороги. Линии связи, в основном, имеют диспетчерское назначение. Это очень ответственное сооружение, т.к обеспечивает возможность оперативного управления согласованной работой перекачивающих станций на расстоянии нескольких сот километров.

Прекращение работы связи, как правило, влечет за собой остановку перекачки по трубопроводу. Линии электропередач служат для электроснабжения перекачивающих станций, станций катодной защиты и дренажных установок. По вдольтрассовым дорогам перемещаются аварийно-восстановительные бригады, специалисты электрохимической защиты, обходчики и др.

Вертолетные площадки предназначены для посадок вертолетов, осуществляющих патрулирование трассы трубопроводов.

На расстоянии 10...20 км друг от друга вдоль трассы размещены дома обходчиков. В обязанности обходчика входит наблюдение за исправностью своего участка трубопровода.

Основными достоинствами трубопроводного транспорта являются:

1) возможность прокладки трубопровода в любом направлении и на любое расстояние - это кратчайший путь между начальным и конечным пунктами;

2) бесперебойность работы и соответственно гарантированное снабжение потребителей, независимо от погоды, времени года и суток;

3) наибольшая степень автоматизации;

4) высокая надежность и простота в эксплуатации;

5) разгрузка традиционных видов транспорта.

К недостаткам трубопроводного транспорта относятся:

1) большие первоначальные затраты на сооружение магистрального трубопровода, что делает целесообразным применение трубопроводов только при больших, стабильных грузопотоках;

2) определенные ограничения на количество сортов (типов, марок) энергоносителей, транспортируемых по одному трубопроводу;

3)"жесткость" трассы трубопровода, вследствие чего для организации снабжения энергоносителями новых потребителей нужны дополнительные капиталовложения.

Водный транспорт нефти можно разделить на речной и морской. По рекам и озерам нефть перевозится в баржах и в речных танкерах. Морской транспорт нефти осуществляется морскими танкерами и супертанкерами. Грузоподъемность современных морских супертанкеров достигает миллиона тонн. Самый большой в мире нефтяной супретанкер KnockNevis имеет длину 458,4 метра. Это больше, чем американская ЭмпайрСтейтБилдинг, но поменьше, чем Останкинская телебашня, если их положить на бок. Ежедневно около 30 миллионов баррелей нефти находится в танкерах на пути следования к пункту назначения. Общий действующий флот нефтяных танкеров в мире составляет около 3,5 тысяч судов.

Автомобильный

Автотранспортом можно перевозить все типы углеводородных жидкостей. В нашей стране его применяют для транспортирования нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов.

Автомобильный транспорт используется для завоза нефтегрузов потребителям, удаленным на небольшое расстояние от источников снабжения (наливных пунктов, складов и баз). Например, автотранспортом отгружаются нефтепродукты с нефтебаз в автохозяйства, на автозаправочные станции и сельские склады горючего.

Автоперевозки нефтегрузов осуществляются в таре (нефтепродукты - в бочках, канистрах, бидонах; сжиженные углеводородные газы - в баллонах), а также в автомобильных цистерна.

Автомобильные цистерны классифицируют:

по типу базового шасси: автомобили-цистерны, полуприцепы-цистерны, прицепы-цистерны;

по виду транспортируемого продукта: для топлив, для масел, для мазутов, для битумов, для сжиженных газов; по вместимости: малой (до 2 т); средней (2...5 т); большой (5. .15т); особо большой (более 15т)

Достоинствами автомобильного транспорта нефтегрузов являются:

1) большая маневренность;

2) быстрота доставки;

3) возможность завоза грузов в пункты, значительно удаленные от водных путей или железной дороги;

4) всесезонность.

К его недостаткам относятся:

1) ограниченная вместимость цистерн;

2) относительно высокая стоимость перевозок;

3) наличие порожних обратных пробегов автоцистерн;

4) значительный расход топлива на собственные нужды.

1.2 Подготовка нефти и газа к транспорту

После того как нефть подняли из скважины на поверхность, она попадает в систему сбора и подготовки продукции. Вся эта система представляет собой довольно сложный комплекс нефтепромыслового оборудования, состоящий из трубопроводов, запорно-регулирующей аппаратуры, замерных установок, сепараторов, резервуаров. Формируется система сбора и подготовки нефти в соответствии с Проектом обустройства месторождения, который разрабатывается специализированной проектной организацией (проектным институтом).

Продукция нефтяных скважин практически никогда не состоит из чистой нефти. Как правило, она представляет собой смесь нефти, воды и газа с небольшими примесями других веществ.

Поэтому важнейшей задачей системы сбора и подготовки нефти является сепарация, то есть разделение нефти, газа и воды друг от друга.

Рисунок 6-Принципиальная схема сбора и подготовки нефти

Сепарация, как правило, происходит в несколько стадий. На каждой стадии могут использоваться различные типы сепараторов. По принципу действия сепараторы делятся на центробежные и гравитационные, по конструкции - на горизонтальные, вертикальные, сферические. Для более эффективного отделения воды от нефти и предупреждения образования трудноразрушаемой эмульсии в продукцию скважин добавляют различные реагенты-деэмульгаторы. Также на определенных стадиях производят нагрев нефти для ускорения процессов разделения воды от нефти.

Трубопроводы, ведущие от устья скважин до групповых замерных установок, называют выкидными линиями. А от групповых установок к сборным пунктам - коллекторами.

На первой стадии сбора и подготовки скважинная жидкость по выкидной линии попадает на групповую замерную установку (ГЗУ),

где определяется количество добываемой из скважин жидкости и производится частичное отделение попутного газа и воды от нефти. Далее нефть посредством дожимной насосной станции (ДНС) через сборные коллекторы направляется на центральный пункт сбора (ЦПС).

«Пункт сбора» - понятие довольно приблизительное. Это может быть что угодно: от очень простой станции сбора до сложного центра комплексной подготовки, где добытые флюиды проходят подготовку и разделяются на газ, газоконденсатные жидкости, воду и стабилизированную нефть.

Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но иногда целесообразно один ЦПС использовать для нескольких месторождений с размещением его на более крупном из них.

В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где жидкость, добытая из скважин, проходит частичную сепарацию и обработку.

Основное назначение дожимной насосной станции - обеспечить дополнительный напор для перекачки нефти на ЦПС с отдаленных месторождений. Часто ДНС объединяют с установкой предварительного сброса воды (УПСВ), на которой производится частичная сепарация нефти, газа, воды и дальнейшая перекачка их раздельными трубопроводами.

Окончательная подготовка нефти проводится на установке комплексной подготовки нефти (УКПН), являющейся составной частью понятия ЦПС. Процесс окончательной подготовки нефти включает:

Дегазацию (окончательное отделение газа от нефти)- удаление из добываемой нефти растворённых в ней низкомолекулярных углеводородов -- метана, этана и частично пропана, а также сероводорода, азота и углекислого газа.

Проводится с целью сокращения потерь бензиновой фракции от испарения (вследствие увлечения её выделяющимся при снижении давления газом) и обеспечения однофазного транспорта нефти, а также для повышения эффективности работы насосных агрегатов. Осуществляется в промысловых условиях посредством ступенчатого снижения давления поступающей из скважины нефти (в нефтяных сепараторах) и разделением её (на каждом этапе) на жидкую (нефть, вода) и газовую фазы.Окончательную дегазацию нефти осуществляют в отпарной ректификационной колонне-стабилизаторе. Здесь выделяются в паровую фазу оставшиеся в нефти растворённые низкомолекулярные углеводороды и компоненты газового бензина.

Газопаровая смесь выводится с верха колонны, частично конденсируется в дефлегматоре и поступает в сепаратор, в котором разделяется на жидкую фазу -- газовый бензин и газ низкого давления. Последний сжимается компрессором и вместе с газами высокого и среднего давления по газопроводунаправляется на газоперерабатывающий завод. Освобождённая от растворённых газов стабильная нефть выводится с низа колонны и по нефтепроводу поступает нанефтеперерабатывающий завод. Описанный способ дегазации нефти получил распространение благодаря простоте применяемого технологического оборудования, однако требует значительных энергозатратнакомпрессию извлекаемых из нефти газов до давления в магистральном газопроводе и не гарантирует полного извлечения из газов дегазации компонентов стабильной нефти. Разрабатываются схемы дегазации нефти с применением различных холодильных машин, ректификационных колонн чёткого разделения и т.д.

Обезвоживание (разрушение водонефтяной эмульсии, образующейся при подъеме продукции из скважины и транспорте ее до УКПН)-можно разбить на три последовательно протекающих процесса:

разрушение бронирующих оболочек на глобулах эмульгированной воды вводом в эмульсию химических-реагентов - деэмульгаторов и использованием тепловых электрических и гидродинамических эффектов; уменьшение дисперсности обработанной эмульсии благодаря слиянию отдельных глобул диспергированной воды в присутствии деэмульгирующего агента до размеров, достаточных для осаждения; расслоение разрушенной эмульсии на две самостоятельные фазы - нефть и воду, которое осуществляется в отстойных аппаратах.

Обессоливание (удаление солей за счет добавления пресной воды и повторного обезвоживания) Обессоливание нефти осуществляется в связи с тем, что высокое содержание солей способствует коррозии оборудования трубопроводов при перекачке нефти, приводит к закупориванию теплообменной аппаратуры и коррозии оборудования при её дальнейшей переработке на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) и др. Первично обессоливание нефти проводится на нефтяных промыслах (попутно с обезвоживанием) перед сдачей нефти потребителю (на экспорт или на НПЗ). Содержание солей в товарной нефти согласно ГОСТу не должно превышать (соответственно группе качества I, II, III) 100, 300 или 1800 мг/л; в продукции, поступающей на экспорт, -- не более 100 мг/л. На НПЗ перед переработкой нефть подвергается вторичному, более глубокому обессоливанию на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ) в две, реже в три ступени. Содержание солей в нефти после установок ЭЛОУ снижается до 3-5 мг/л. В процессе обессоливания нефти предварительно обезвоженную (до 0,5% от объёма пластовой воды) нефть тщательно перемешивают (промывают) с определённым количеством пресной воды (расход пресной промывочной воды колеблется в зависимости от качества исходной нефти от 3 до 10%). При этом происходит слияние (коалесценция) мелких капель минерализованной пластовой воды с каплями промывочнойпресной воды.

Перспективным технологическим приёмом является распылённый ввод промывочной воды -- впрыскивание её под давлением через специальные насадки или каким-либо другим методом. Затем осуществляется деэмульсация полученной водонефтяной эмульсии главным образом термохимическим или электрическим методами (см.также деэмульгаторы, электродегидратор).

На промыслах, как правило, применяется более простой термохимический метод обессоливания нефти (электродегидраторы используют в случае подготовки товарной нефти к экспорту).

Стабилизацию (удаление легких фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке).

Степень стабилизации нефти устанавливается для каждого конкретного месторождения с учётом: количества добываемой нефти, содержания в ней лёгких углеводородов, технологиисбора нефти и газа на промысле, влияния стабилизации нефти на бензиновый фактор нефти, увеличения затрат на перекачку нефти за счёт повышения вязкости при большей степени стабилизации нефти. В зависимости от степени стабилизации нефти процесс осуществляют сепарацией (извлечением широкой фракции лёгких углеводородов одно- или многократным разгазированием нефти путём снижения её давления, в т.ч. с предварительным подогревом нефти) или ректификацией (отбором лёгких фракций приодно- или многократном нагреве и конденсации с чётким разделением углеводородов).На промыслах стабилизации нефти проводят в основном в сепарационных установках, которые различаются по принципу действия (гравитационные, инерционные или жалюзийные и центробежные), пространственной ориентации (вертикальные, горизонтальные и наклонные) и геометрической форме (цилиндрические и сферические). Для стабилизации нефти с большими газовыми факторами применяются,

как правило, горизонтальные сепараторы. Степень извлечения газа и нефти и вынос капелек нефти вместе с газом зависят от числа ступеней сепарации, давления по ступеням сепарации, температуры и объёма поступающей нефтегазовой смеси, а также от конструкции сепараторов.

При многоступенчатой сепарации на первых ступенях получают в основном метан, который используют на промысле или подают в магистральный газопровод, на последующих ступенях -- лёгкие углеводороды (в основном С₃Н₈). Благодаря стабилизации нефти уменьшаются потери при хранении и транспорте нефти. Прогресс в области стабилизации нефти возможен при обеспечении снижения затрат энергии на сепарацию с тем, чтобы заключённую в нефтегазовом потоке энергию использовать главным образом для транспорта нефти и газа, а также при значительном повышении эффективности сепарационных аппаратов. Перспективны методы разделения нефти и газа с применением ультразвука, мембран, сепарации в тонких слоях и др., а также сочетания их с воздействием теплоты, центробежных сил и др.

Подготовленная (товарная) нефть направляется в товарный парк, включающий резервуары различной вместимости: от 1000 мі до 50000 мі. Далее нефть через головную насосную станцию подается в магистральный нефтепровод.

1.3 Адгезия промысловых трубопроводов

Адгезия обусловлена межмолекулярным взаимодействием (вандерваальсовым, полярным, иногда -- образованием химических связей или взаимной диффузией) в поверхностном слое и характеризуется удельной работой, необходимой для разделения поверхностей. В некоторых случаях адгезия может оказаться сильнее, чем когезия, т. е. сцепление внутри однородного материала, в таких случаях при приложении разрывающего усилия происходит когезионный разрыв, т.е. разрыв в объёме менее прочного из соприкасающихся материалов. Явления адгезии естественно относить к поверхностным явлениям, контролируемым поверхностными силами. Для устранения двусмысленности было бы целесообразно термин "прилипание" относить к процессам установления и прогрессивного роста со временем молекулярной связи между двумя телами, термин же "адгезия" применять для обозначения достигнутой прочности этой связи. Таким образом, прилипание должно обозначать процесс, а адгезия - количественную меру его результата.

Адгезия представляет собой крайне сложное явление, именно с этим связано существование множества теорий, трактующих явление адгезии с различных позиций. В настоящее время известны следующие теории адгезии:

Например, диффузионная теория. Объекты и явления, описываемые в диффузионной теории, действительно существуют, но это совместимые системы без равновесных межфазных границ, это системы, для которых характерно (в пределе) исчезновение границы раздела. Конечно, диффузионные процессы многое определяют в поведении (кинетике, равновесных свойствах) совместимых систем. Но эти явления не имеют отношения к адгезии, а скорее, к теории аутогезии (связь одноименных материалов от момента приведения их в контакт до момента диффузионного исчезновения геометрической границы раздела) или когезии.

Механическая теория адгезии фактически рассматривает системы с разного рода механическими зацеплениями, описание поведения которых при механическом нагружении имеет теоретический и практический смысл, но собственно механические зацепления не имеют отношения к межмолекулярным силам. Конечно, механические зацепления возможны и в реальных адгезионных соединениях. Их вклад в механическую прочность может даже превышать собственно адгезионный вклад, но эта задача относится скорее к учету свойств деформируемых макротел, т. е. к теоретической механике.

Теория слабого граничного слоя. Вблизи границы раздела фаз происходит перестройка структуры тела. Протяженность этих областей может достигать нескольких десятков микрометров, а сами области характеризоваться другой степенью упаковки молекул, нежели тело в объеме. Согласно этой теории разрушение тела происходит по так называемому слабому слою, который, как правило, локализуется вне собственно границы раздела фаз. Образование этого слоя является следствием действия сил межмолекулярного взаимодействия между фазами, т.е. вторично по отношению к формированию связей на границе раздела несовместимых фаз. В реальных системах разная степень дефектности межфазных слоев способна существенно повлиять на результаты, например, механических испытаний, но это обстоятельство не является ни необходимым, ни достаточным для отнесения теории слабого граничного слоя к теориям адгезии. Скорее, эта теория должна быть отнесена к теориям, объясняющим отклонение от "идеальной" адгезии.

Адсорбционная теория. Теория рассматривает адгезию как результат проявления сил межмолекулярного взаимодействия между контактирующими молекулами адгезива и субстрата.

Электрическая теория. Основное положение этой теории заключается в том, что система адгезив -- субстрат отождествляется с конденсатором, а двойной электрический слой, возникающий при контакте двух разнородных поверхностей, -- с обкладкой конденсатора.

Химическая теория. Сторонники этой теории считают, что во многих случаях адгезия может быть объяснена не физическим, а химическим взаимодействием между адгезивом и субстратом.

Таким образом, если исходить строго из рассмотренных определений адгезии, то можно констатировать, что единый предмет в определениях адгезии существует - это межфазная граница контактирующих несовместимых фаз. Другое дело, что для описания этого явления существуют разные подходы, например, термодинамический. Или в виде молекулярных теорий взаимодействия между макроскопическими телами, например, теория на основе сил Ван-дер-Ваальса, теория на основе потенциала Ленарда-Джонса или теория Лившица, рассматривающая излучаемые телами электромагнитные волны.

К современным полиуретановым покрытиям и герметикам предъявляются требования хорошей адгезии. В данной работе рассмотрены различные факторы, влияющие на адгезионные свойства различных полимеров.

Можно выделить несколько факторов, оказывающих влияние на условия формирования адгезионного контакта. К ним, в первую очередь, следует отнести температурный режим. Роль этого фактора особенно велика в тех случаях, когда адгезив представляет собой расплав. Расплав полимера должен обладать определенной подвижностью, чтобы заполнять многочисленные углубления на поверхности металла. Поэтому повышение температуры в момент формирования адгезионного контакта вызывает снижение вязкости расплава и благоприятствует достижению в конечном итоге более высокой адгезионной прочности.

Установлению возможно более полного контакта в системе полимер - металл препятствуют надмолекулярные образования, существующие в расплавах полимеров. При повышении температуры эти образования разрушаются, что способствует достижению более полного адгезионного взаимодействия. Повышение температуры не только облегчает достижение адгезионного контакта, но и может приводить к некоторым дополнительным эффектам, например вызывать появление у адгезива функциональных групп, способствующих повышению адгезии. Итак, при адгезии полимера к металлу роль химической природы адгезива оказывается решающей. Причем важно, чтобы адгезив не просто содержал в определенном количестве полярные группы, а чтобы эти группы обладали способностью вступать в интенсивное взаимодействие с поверхностными группами субстрата, например выполняли роль доноров электронов.

1.4 Очистка промысловых трубопроводов

Чистота полости трубопроводов должна обеспечиваться на всех этапах работы с трубой: транспортировке, погрузке, разгрузке, развозке и раскладке секций по трассе, сварке секций в нитку и укладке.

С целью предупреждения загрязнения полости и снижения затрат на последующую очистку строительно-монтажным организациям необходимо в процессе строительства принимать меры, исключающие попадание внутрь трубопровода воды, снега, грунта и посторонних предметов, в том числе не разгружать трубы на неподготовленной площадке, не волочить их по земле и т.д.

Для предотвращения загрязнений полости следует установить временные заглушки:

-на отдельные трубы или секции (плети) при их длительном хранении в штабелях, на стеллажах;

-на концах плетей в местах технологических разрывов.

Закачку воды в трубопровод для промывки и испытания осуществляют через фильтры, исключающие попадание в полость трубопровода песка, ила, торфа или посторонних предметов из водоема.

До ввода в эксплуатацию полость трубопровода должна быть очищена.

При очистке полости каждого трубопровода или его участка необходимо:

-удалить случайно попавшие при строительстве внутрь трубопровода грунт, воду и различные предметы, а также поверхностный рыхлый слой ржавчины и окалины;

Проверить путем пропуска поршня проходное сечение трубопроводов и тем самым обеспечить возможность многократного беспрепятственного пропуска очистных и разделительных или других специальных устройств при эксплуатации;

Достигнуть качество очистки полости, обеспечивающее заполнение трубопровода транспортируемой средой без ее загрязнения и обводнения.

Очистка полости трубопроводов выполняется промывкой, продувкой, вытеснением загрязнений в потоке жидкости или протягиванием очистного устройства.

Промывка или продувка осуществляется одним из следующих способов:

-с пропуском очистного или разделительного устройства;

-без пропуска очистного или разделительного устройства.

Промывку и продувку с пропуском очистных или разделительных устройств следует выполнять на трубопроводах диаметром 219 мм и более.

Промывку и продувку без пропуска очистных или разделительных устройств допускается производить:

-на трубопроводах диаметром менее 219 мм;

-на трубопроводах любого диаметра при наличии крутоизогнутых вставок радиусом менее пяти диаметров трубопровода или при длине очищаемого участка менее одного километра.

Очистку полости подводных переходов трубопроводов диаметром 219 мм и белее, прокладываемых с помощью подводно-технических средств, производят:

-промывкой с пропуском поршня-разделителя в процессе заполнения водой для проведения первого этапа гидравлического испытания;

-продувкой с пропуском поршня или протягиванием очистного устройства перед проведением первого этапа пневматического испытания.

На подводных переходах трубопроводов диаметром менее 219 мм, сооружаемых с помощью подводно-технических средств, очистку полости осуществляют протягиванием, промывкой или продувкой без пропуска очистных устройств перед проведением первого этапа испытания.

Подводные переходы трубопроводов, укладываемые без помощи подводно-технических средств, очищают по единой технологии одновременно со всем трубопроводом.

При промывке, вытеснении загрязнений в потоке воды (жидкости) и удалении из трубопровода воды (жидкости), а также при продувке трубопровода с полно проходной запорной арматурой разрешается пропуск очистных и разделительных устройств через линейную арматуру.

Перед пропуском очистных и разделительных устройств следует убедиться в полном открытии линейной арматуры (по указателям поворота затвора, положению конечных выключателей и т.д.).

Продувка трубопроводов с пропуском очистных устройств через неполно проходимую линейную арматуру запрещается.

Если очистное или разделительное устройство застряло в трубопроводе в процессе промывки или продувки, то это устройство необходимо извлечь из трубопровода, устранить причину застревания, а участок трубопровода подвергнуть повторной промывке или продувке.

Промывка, как правило, совмещается с удалением воздуха и заполнением водой (жидкостью) трубопровода для гидравлического испытания.

Очистка полости вытеснением загрязнений в потоке воды (жидкости), как правило, совмещается с удалением воды (жидкости) после гидроиспытания трубопровода.

После очистки полости любым из указанных способов на концах Очищенного участка следует устанавливать временные заглушки, предотвращающие повторное загрязнение участка.

Промывка

Промывке подвергают трубопроводы любого назначения, испытание которых предусмотрено в проекте гидравлическим способом.

Пропуск очистного или разделительного устройства по трубопроводу осуществляется под давлением жидкости, закачиваемой для гидравлического испытания.

Впереди очистного или разделительного устройства для смачивания и размыва загрязнений заливают воду в объеме 10 - 15 % объема полости очищаемого трубопровода.

Принципиальная схема производства работ при промывке с пропуском очистного или разделительного устройства приведена на рисунке 7.

Пропуск очистного или разделительного устройства в потоке жидкости обеспечивает удаление из трубопровода не только загрязнений, но и воздуха, что исключает необходимость установки воздухоспускных кранов (кроме кранов, предусмотренных проектом для эксплуатации), повышает надежность обнаружения утечек с помощью манометров.

Скорость перемещения очистного или разделительного устройства при промывке должна быть не менее 1 км/ч для обеспечения безостановочного устойчивого движения устройства.

Протяженность участков, промываемых с пропуском очистных и разделительных устройств, устанавливается с учетом расположения по трассе источников воды, рельефа местности и напора, развиваемого насосным оборудованием, а также технической характеристики очистного устройства (предельной длины его пробега).

Промывка считается законченной, когда очистное или разделительное устройство выйдет из трубопровода не разрушенным.



а - подготовка участка к проведению промывки; б - подача воды перед поршнем-разделителем; в - пропуск поршня-разделителя в потоке воды; г - подготовка участка к испытанию; 1 - очищаемый участок; 2 и 7 - перепускные патрубки с кранами; 3 - поршень-разделитель; 4 - коллектор; 5 - наполнительные агрегаты; 6 - подводящий патрубок; 8 - линейная арматура; 9 - сливной патрубок.

Рисунок 7-Принципиальная схема производства работ при промывке трубопроводов.

а - подготовка участка к проведению промывки; б - подача воды; в - подготовка участка к испытанию; 1 - очищаемый участок; 2 - подводящий патрубок; 3 - кран; 4 - наполнительные агрегаты; 5 - линейная арматура; 6 - сливной патрубок.

Рисунок 8-Принципиальная схема промывки без пропуска очистных или разделительных устройств.

При промывке без пропуска очистного или разделительного устройства качество очистки обеспечивается скоростным потоком жидкости.

Принципиальная схема промывки без пропуска очистных и разделительных устройств приведена на рисунке 8.

Скорость потока жидкости при промывке без пропуска очистных и разделительных устройств должна составлять не менее 5 км/ч.

Протяженность участков трубопроводов диаметром более 219 мм, промываемых без пропуска очистных или разделительных устройств, устанавливается с учетом гидравлических потерь напора в трубопроводе и располагаемого напора насосного оборудования.

Оценку потерь напора в трубопроводе при промывке проводят по таблице рекомендуемого прил.

Промывка без пропуска очистного или разделительного устройства считается законченной, когда из сливного патрубка выходит струя незагрязненной жидкости.

Продувка

Продувку выполняют сжатым воздухом или природным газом, поступающим из ресивера (баллона), непосредственно от источника природного газа или высокопроизводительных компрессорных установок.

Для продувки могут быть использованы также инертные газы, подводимые к трубопроводам от газовых установок промышленных предприятий. Ресивер для продувки создается на прилегающем участке трубопровода, ограниченном с обеих сторон заглушками или запорной арматурой. При заполнении ресивера воздухом передвижные компрессорные станции можно использовать по одной или объединить их в группы. В последнем случае нагнетательные трубопроводы каждого компрессора подключают к коллектору, по которому воздух подают в ресивер.



а - участок подготовлен к продувке плеча II; б - выпуск поршня из плеча II; в - участок подготовлен к продувке плеча I; г - выпуск поршня из плеча I; 1 и 5 - очистные поршни; 2, 3, 4 - перепускные патрубки с кранами; 6 - коллектор; 7 - подводящий патрубок; 8 - продувочный патрубок.

Рисунок 9-Принципиальная схема продувки трубопроводов воздухом.

Принципиальная схема продувки трубопроводов сжатым воздухом приведена на рис.

Узел подключения располагают в середине продуваемого участка, который разделяет его на два плеча, попеременно являющиеся ресивером и продувочным плечом.

Продувку с пропуском очистных поршней проводят в следующем порядке:

-закачивают воздух по патрубку 7 и коллектору 6 в плечо I (см. рисунок 9, а), при этом должны быть закрыты краны на патрубок 3 и 4 и предварительно проверена герметичность плеча I;

-открывают кран на патрубке 4 и продувают плечо II (см. рисунок 9, б);

-отрезают продувочный патрубок 8 на конце плеча II и вместо него устанавливают заглушку (см. рисунок 9, в);

-срезают на конце плеча I заглушку и устанавливают продувочный патрубок;

-закачивают воздух по подводящему патрубку и перепускному патрубку 4 в плечо II, при этом краны на патрубках 2 и 3 необходимо закрыть и предварительно проверить герметичность плеча II;

-закрывают кран на подводящем патрубке 7;

-открывают кран на перепускных патрубках 3 и 4 и продувают плечо I (см. рисунок 9, в).

Природный газ для продувки магистральных трубопроводов следует подавать от заполненного газом действующего газопровода, пересекающего или проходящего вблизи строящегося трубопровода.

Продувку под давлением природного газа проводят в последовательности, приведенной на рисунке 9.

Отбор природного газа из действующего газопровода производится в соответствии с принципиальными схемами. Если рабочее давление в действующем газопроводе превышает давление испытания строящегося трубопровода, то в линии отбора газа следует устанавливать предохранительный клапан.

При отборе газа от действующих газопроводов и скважин следует проводить специальные мероприятия, обеспечивающие бесперебойную эксплуатацию этих объектов в период продувки строящихся участков: разрабатывать схемы подключения временного шлейфа, определять объем и давление газа для продувки, устанавливать время отбора газа и схему связи. Эти мероприятия должны быть согласованы с эксплуатирующими организациями и отражены в специальной (рабочей) инструкции.

Все сварочно-монтажные работы по прокладке временных шлейфов подачи газа необходимо выполнять в соответствии с нормами и правилами сооружения трубопроводов.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Эксплуатационные характеристики

Таблица 1-техническая характеристика насоса - НМ 3600-230

Параметры	Значения
Подача,м3/ч	3600
Напор,м	230
Допускаемый кавитационныйзапас,м	38
Частота вращения об/м	3000
Мощьность насоса кВт	2204
КПД,%	88
Тип насоса	НМ

Горизонтальный электронасосный агрегат с центробежным одноступенчатым насосом с рабочим колесом двустороннего входа предназначен для перекачивания нефти и нефтепродуктов с тем-рой от -5 до +80 Гр.С, с содержанием мех. примесей не более 0,05% по объему, размером частиц не более 0,2 мм. Насосы типа НМ - нефтяные магистральные насосы с горизонтальным разъемом корпуса и двухзавитковм спиральным отводом. Материал проточной части: -раб.колесо сталь 25Л-I; -крышка, корпус - сталь 20Л-II, Уплотнение вала - торцовое. Насос работает с подпором. Давление на входе до 8 кгс/кв.

Рисунок 10-Характеристика насоса НМ 3600-230

2.2 Узлы и детали насоса

Рисунок 11-Основные детали насоса.

1) Вал насоса обычно изготовляется из кованой мартеновской стали, а в ответственных случаях из легированной с добавлением хрома, никеля, ванадия. Для защиты вала от износа или непосредственного воздействия жидкости он иногда облицовывается втулками, а в сильно коррозирующей среде выполняется из специальных сортов нержавеющей стали.

Ввиду высоких чисел оборотов центробежных насосов их валы рассчитываются на критическое число оборотов. Валы бывают жесткие, если их рабочие числа оборотов лежат ниже критических, и гибкие, если они выше критических.

Гибкие валы в насосах применяются редко. Для обеспечения спокойного хода, а также возможности перехода через критическое число оборотов ротор насоса, т. е. вал с насаженными на него деталями (колеса, муфта, диски), должен быть тщательно статически, а иногда и динамически отбалансирован на особых станках. Достаточно очень небольшой неуравновешенности вращающихся масс, чтобы возникли колебания вала, вызывающие дополнительный его прогиб, опасный для прочности вала.

2) Корпус подшипника - это деталь, фиксирующая основной вал на платформе, основным назначением которой является удержание в самом подшипнике смазочных материалов, а также защита внутренних частей механизма от попадания грязи и пыли. Данная деталь отливается из чугуна или специальных материалов. Также она производиться методом штамповки и с помощью сварки. Перед сваркой проходит черновую обработку. Чистовая же ее расточка проводится непосредственно после того как проведено фрезерование плоскостей сопряжения. В качестве смазочного материала, в зависимости от рабочей температуры, служат индустриальные масла или (в случае интенсивного нагревания или использования подшипников качения) консистентные мази. В зависимости от вида крепления, различают стационарные корпуса подшипников, фланцевые и натяжные.

Также корпуса подшипников классифицируют на корпуса упорных, опорных, опорно-упорных подшипников, а также на корпуса среднего, переднего и заднего подшипника.

3) Крышки всасывания выполняются цельнолитыми, сварно-литыми или сварно-коваными с приварными патрубками, опорными лапами, направляющими шпонками. К крышке подсоединяются корпуса концевых уплотнений. В крышке нагнетания располагается узел гидравлической разгрузки осевых усилий. К крышке всасывания и корпусу гидропяты на заточках крепятся корпусные детали концевых сальниковых уплотнений , которые имеют кронштейны для установки корпусов и подшипников. Для охлаждения сальника и предотвращения выхода горячей воды наружу предусмотрен подвод холодного конденсата. Холодный конденсат подводится также к нажимной втулке для предотвращения парения сальника. Корпуса сальников имеют ребристую поверхность для улучшения охлаждения.

4) Предвключенное колесо или шнек создает дополнительный подпор на входе в центробежное колесо, обеспечивая бескавитационную его работу. Само устройство работает в условиях развитой кавитации или суперкавитации, что, несмотря на применение специальных материалов, приводит к кавитационному разрушению его. Для уменьшения кавитационных разрушений применяют мероприятия, несколько снижающие гидродинамические качества предвключенных устройств. Эффективным мероприятием является увеличение радиального зазора б между лопастями и втулкой или выполнение клиновидного уступа на тыльной стороне лопасти. Применение предвключенных колес позволяет довести коэффициент С до значений Скр-2500-5-3000 и выше. Решетку предвключенного колеса рассчитывают обычными методами Увеличение предвключенных колес шнекового типа позволяет не производить специального

профилирования лопастей по всей их длине, так как кавитационные характеристики такого колеса будут в значительной мере определяться оптимальным значением густоты решетки. Возможность же применения винтовых колес с непрофилированными лопастями позволяет значи - тельно упростить технологию изготовления колес и обеспечить необходимую прочность лопастей.

5) Рабочее колесо предназначено для преобразования механической энергии (работы) вала насоса в кинетическую и потенциальную энергию подаваемой насосом жидкости. Существует несколько конструкций рабочих колёс лопастных насосов. Обычно рабочее колесо центробежного насоса представляет собой отливку, состоящую из основного (внутреннего) диска 2 и покрывающего (внешнего) диска 1, между которыми расположены лопатки 3, образующие межлопастные каналы. Форма и размеры проточной части колеса, определяемые специальными гидравлическими расчётами, зависят от назначения насоса данного типа. Рабочее колесо осевого насоса представляет собой втулку, на которой укреплены лопатки. Лопатки рабочих колёс могут быть цилиндрическими, но чаще они имеют сложную пространственную форму. Для изготовления рабочих колёс, как правило, используют чугуны различных марок, которые позволяют обеспечить достаточную механическую прочность, упростить и удешевить технологию производства. У крупных насосов в рабочих колёсах при их вращении в результате действия центробежной силы возникают большие напряжения, способные привести к разрушению металла колеса; в этих случаях рабочие колеса изготавливают литьём из обычной углеродистой стали, механическая прочность которой значительно выше, чем у чугуна. Для насосов специального назначения (землесосные, багерные перекачивающих жидкости, содержащие абразивные материалы, рабочие колеса изготавливают из марганцовистой стали повышенной твёрдости.

В отдельных случаях у специальных наосов поверхности проточной части колеса футеруют, т.е. облицовывают антикоррозионными, эластичными и другими материалами. Для перекачки жидкостей, обладающих повышенной коррозионной активностью, применяют насосы с рабочими колёсами, изготовленными из бронзы различных марок. В насосах для перекачки кислот используются рабочие колёса, изготовленные из специальных материалов (железокремниевые, железохромистые, титановые сплавы). В последнее время для изготовления рабочих колёс широко применяются различные пластмассы и полимерные материалы.

6,9)Направляющий аппарат -представляет собой кольцо, охватывающее с небольшим зазором рабочее колесо и состоящее из двух дисков с лопатками, отогнутыми в сторону, обратную направлению лопаток рабочего колеса. Направляющий аппарат предназначен для уменьшения скорости жидкости, выходящей из рабочего колеса. При этом кинетическая энергия потока частично переходит в энергию давления: давление у выхода из направляющего аппарата всегда больше, чем при входе в него. Направляющие аппараты ( диффузоры) служат для уменьшения скорости газа, благодаря чему часть его кинетической энергии переходит в потенциальную энергию давления. Направляющие аппараты бывают двух типов: лопаточные и безлопаточные. Направляющий аппарат с неподвижными лопатками изготовляется отливкой из стали или чугуна в виде двух кольцевых дисков, расположенных на определенном расстоянии, между которыми имеются лопатки.

7) Секция насоса действует следующим образом. В начале движения вверх плунжер вытесняет топливо из. После того как плунжер перекроет впускное отверстие гильзы, его дальнейшее движение вверх резко увеличивает давление в надплунжерном пространстве, так как топливо, как и все жидкости, почти несжимаемо.

Под давлением топлива открывается нагнетательный клапан, и топливо начинает поступать по топливопроводу высокого давления к форсунке и через нее в цилиндр двигателя. Секция насоса выполняется в виде цилиндрического корпуса, в котором вращается концентрично установленное колесо с прямыми радиальными лопатками. При вращении колеса в камере образуется вращающаяся цилиндрическая поверхность. Жидкость во вращающемся кольце благодаря вращению находится под более высоким давлением, чем во всасывающем патрубке. Так как температура жидкости остается практически неизменной, то вследствие повышения давления она оказывается переохлажденной и на ее поверхности в условиях хорошего контакта происходит конденсация паров. Жидкость сливается через сливную камеру, расположенную значительно выше, чем всасывающая.

8 ) Крышки нагнетания выполняются цельнолитыми, сварно-литыми или сварно-коваными с приварными патрубками, опорными лапами, направляющими шпонками. К крышке подсоединяются корпуса концевых уплотнений. В крышке нагнетания располагается узел гидравлической разгрузки осевых усилий. К крышке всасывания и корпусу гидропяты на заточках крепятся корпусные детали концевых сальниковых уплотнений , которые имеют кронштейны для установки корпусов и подшипников. Для охлаждения сальника и предотвращения выхода горячей воды наружу предусмотрен подвод холодного конденсата. Холодный конденсат подводится также к нажимной втулке для предотвращения парения сальника. Корпуса сальников имеют ребристую поверхность для улучшения охлаждения.

10) Гидравлическая пята является саморегулирующимся устройством; зазор за счет осевых смещений ротора автоматически устанавливается таким, что разность сил давления по обе стороны диска пяты равна силе на роторе насоса. Действительно, пусть осевая сила ротора увеличится.

При этом ротор насоса сместится влево, зазор уменьшится, утечка жидкости через него станет меньше, перепад давления в зазоре , пропорциональный утечкам во второй степени, уменьшится, что приведет к возрастанию давления в промежуточной камере , и следовательно, к увеличению разгружающей силы. При этом последняя станет равна осевой силе. При разгрузке осевой силы с помощью гидравлической пяты упорные подшипники не требуются. Недостатком гидравлической пяты являются дополнительные утечки и трение диска о жидкость, уменьшающие КПД насоса.

11) Разгрузочный диск устанавливается на валу для уравновешивания осевого давления ( равного сумме давлений осевых сил, действующих на каждое колесо), возникающего вследствие одностороннего расположения всех колес. Кроме того, в конструкции насоса предусмотрен упорный подшипник сегментного типа.

Разгрузочный диск установлен на валу для уравновешивания осевого давления, возникающего вследствие расположения всех колес в одну сторону, следовательно, равного сумме осевых сил, действующих на каждое колесо. Кроме того, в конструкции насоса предусмотрен упорный подшипник сегментного типа, рассчитанный на 50 % полной величины осевой силы.

12) Узел уплотнения вала является чрезвычайно ответственным, особенно при работе с ядовитыми и взрывоопасными продуктами и в аппаратах, работающих под вакуумом.

Узел уплотнения вала насоса выполняется в виде сальника с мягкой набивкой с подачей затворной жидкости и торцовых уплотнений - одинарных и двойных. Таким образом, благодаря различным конструктивным выполнениям узла уплотнений вала, широкому выбору

материалов насосных частей и применению нескольких чисел оборотов для одного и того же типоразмера насоса, относительно небольшое количество моделей насосов Стандарт ( по размерам) удовлетворяет широкие запросы потребителей как по условиям работы, так и по параметрам насосов.

13) Подшипники скольжения - это вид подшипников, в которых происходит вращение двух сопряженных поверхностей. При этом одна их них, как правило, вращается, а вторая находится в состоянии покоя. В данном узле происходит соединение осей валов со статичным корпусом механизма (например, станка). Две поверхности, по сути, скользят относительно друг друга посредством специально желоба, заполненного смазочным материалом. Под внешним кольцом подшипника располагается вкладыш. Еще его называют втулкой подшипника скольжения.

2.3 Маркировка насоса

Промышленность выпускает большое количество различных типов центробежных насосов. На заводах они могут изготовляться серийно или по индивидуальным заказам. В эксплуатации находится большое количество насосов, маркированных по старым нормативным документам. Приведем маркировку - как старых, так и новых насосов.

Маркировку центробежных насосов необходимо знать при проектировании насосной установки, при эксплуатации насосной установки, при выходе из строя насоса и замены его на новый и т. д. В настоящее время отсутствует единая методика маркировки. При маркировке используются заглавные буквы, сочетание заглавных букв, прописные буквы, цифры и сочетание цифр. Прежние марки центробежных насосов, например, включали:

-цифры, обозначающие диаметр входного патрубка в мм, уменьшенный в 25 раз и округленный;

...