Законы гидравлики в технических системах

С увеличением рабочего давления и диаметра труб возрастает толщина стенок. При повышении давления увеличивается стоимостьединицы длины нефтепровода, однако удельные эксплуатационные затраты при этом уменьшаются. Например, при перекачке нефти со средней скоростью 1,5 м/с по трубам разного диаметра удельный расход энергии ( на 1000 ) составляет:диаметр 530 мм - 23,6; диаметр 720 мм - 14,8; диаметр 920 мм - 10,6.

В зависимости от прохождения трассы по равнинным участкам или через сложные естественные преграды стоимость сооружения линейной части может увеличиться в несколько раз. После определения оптимального направления трассы проводят выбор площадок для размещения НПС и уточняют на основании гидравлического расчета параметры нефтепровода.

МН подразделяются на четыре класса в зависимости от диаметра трубопровода:

I класс - диаметр свыше 1000 мм;

II класс - от 500 до 1000 мм включительно;

III класс - от 300 до 500 мм включительно;

IV класс - 300 мм и менее.

В зависимости от класса выбираются безопасные расстояния от трубопровода до строений и сооружений.

Установлены также следующие пять категорий участков трубопроводов, которые требуют обеспечения повышенных прочностных характеристик, объема неразрушающего контроля и величины испытательного давления: B, I, II, III, IV. Наиболее высокой и ответственной является категория B.

К последней категории относятся переходы диаметром 1000 мм и более через судоходные и широкие водные преграды, газопроводы внутри компрессорных, газораспределительных станций и подземных хранилищ газа (ПХГ). К участкам IV категории относятся трубопроводы, проходящие по равнинной местности в устойчивых грунтах вдали от строений и сооружений.

Вдоль трассы МТ проходит линия связи, которая имеет в основном диспетчерское назначение. Расположенные вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопроводы от наружной коррозии. По трассе нефтепровода могут сооружаться пункты налива нефти в железнодорожные цистерны. Допустимые радиусы изгиба трубопровода в различных плоскостях определяют из условия прочности и устойчивости положения. На трассе МН через каждые 500 м устанавливаются знаки высотой до 2 м с надписями-указателями.

Конечный пункт нефтепровода - либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо морская перевалочная нефтебаза, откуда нефть танкерами перевозится потребителям.

Расчет допустимого внутреннего давления в конических сосудах и устройство люков

Промысловые сосуды имеют следующие основные элементы, подлежащие расчету: сферическое днище, цилиндрическая часть, конусное днище, люк. Цилиндрическая часть может быть тонкостенной и толстостенной. Тонкостенными принимают цилиндры, у которых толщина стенки не превышает 10% внутреннего диаметра сосуда.

Окружное напряжение в стенке сосуда равно

_t= PD_ср / 2s (7.7)

где P - внутреннее избыточное давление;

D_ср - средний диаметр цилиндра (d +s).

Осевое напряжение в цилиндре от внутреннего давления на днища

_z= PD_ср / 4s (7. 8)

где s - полная толщина стенки цилиндра.

Для определения толщины стенки и наибольшего допустимого давления получим:

s = PD_ср / 2R_z + c (7.9)

P= 2R_z(s - c)/ D_ср (7.10)

где R _z - допустимое напряжение;

- коэффициент сварного шва;

c - прибавка на коррозию (0,004м).

Днища сосудов, особенно верхние, чаще выполняют эллиптическими. Для определения толщины стенки эллиптических отбортованных днищ имеем.

s = P D_ср y_э / 2R_z + c (7.11)

s = P D_н y_э / (2R_z + P y_э) + c (7.12)

где y_э - коэффициент перенапряжения днища, определяемый по графику в зависимости от h/D.

Из этих формул легко определяется напряжение R_z в эллиптическом днище, если известны остальные параметры.

Нижние днища часто выполняют коническими. Толщина стенки и допустимое давление конического днища определяются по формулам.

s = P D_вн / 2R_zcos + c (7.13)

P = (s - c) 2R_zcos/ D_вн (7.14)

где D_вн - внутренний диаметр цилиндрического борта днища;

- угол наклона направляющей конуса к вертикали.

Рис. 7.1 Схема корпуса вертикальной емкости: 1-сферическое днище; 2-люк-лаз; 3-цилиндрическая часть; 4-конусное днище

При устройстве в сосудах люков цилиндр или днище сосуда резко ослабляется и возникает необходимость упрочнения ослабленного места. Оно осуществляется приваркой накладок с толщиной равной толщине основного тела сосуда, а внешний диаметр упрочняющего кольца берется равным двум диаметрам отверстия.

Расчет сосудов под давлением должен проводится в соответствии с ГОСТ 14249-89 «Сосуды и аппараты». Нормы и методы расчета на прочность.

Оборудование и технология использования глубинных вод для ППД

Для ППД с помощью заводнения вода обычно берется из водоемов (рек, озер, морей ) или из водоносного пласта, а также используется пластовая вода, добываемая с нефтью. Из водоемов вода забирается поверхностными центробежными насосами из специально подготовленного участка так, чтобы с водой не захватывался песок, ил и другие механические примеси. Насосная станция может быть расположена на берегу водоема или в плавучей станции.

Часто отбирают подрусловые, более чистые воды. В этом случае невдалеке от водоема или реки бурится скважина, из которой вода забирается сифонной системой или поверхностными насосами (при высоком расположении уровня воды), или скважинными насосами различных тип

Р и с. 2.1 Схема водозабора подрусловых вод: 1-обсадная колонна; 2-подъемная колонна; 3-гравийный фильтр;4-вакуум-котел; 5-вакуум-компрессор; 6, 9-центробежные насосы; 7-шахт; 8-резервуар чистой воды

При сифонном отборе подрусловые скважины соединяются с вакуум- котлами, в которых создается разряжение в 0,04 - 0,047 МПа. Вода из скважин поступает в вакуум - котел самотеком и далее отбирается поверхностными насосами. Сифонный отбор применяется на Туймазинском, Ромашкинском и других месторождениях. Водозабор с помощью сифона на 20 -30 % дешевле, чем скважинными насосами.

При более низких уровнях жидкости (4 м и более от поверхности) применяются погружные насосы типов АТН и ЭЦВ.

Насосы типа АТН имеют приводной двигатель с вертикальной осью, установленной над устьем скважины. Его вал соединен с длинным трансмиссионным валом, расположенным в радиальных резинометаллических опорах внутри НКТ. Внизу трансмиссионный вал соединен с валом погружного центробежного насоса, размещенного под уровнем жидкости и нагнетающего ее на поверхность по НКТ. Эти насосы применяются для отбора до 400 м³/час воды с глубины до 40 м (возможно до 100м). Насосы удобны тем, что все электрооборудование вынесено на поверхность и легко обслуживается. Недостатком является длинный трансмиссионный вал, вращающийся с частотой 1400мин ^-1.(Опоры вала выходят из строя).

АТН 8-1-16 - артезианский трубный насос, 8 - диаметр скважины в дюймах, 1 - минимальное погружение под динамический уровень в м, 16 - число ступеней насоса. Подача 30 м³/час, напор - 60м, N_ДВ= 13квт.

АТН 14 - 1- 6 - (Подача- 200 м³/час, напор- 95м, N_ДВ - 100квт.)

Насосы типа ЭЦВ по составу и расположению оборудования соответствуют насосам ЭЦН. У них упрощены погружные двигатели, которые выполняются водозаполненными без узлов гидрозащиты. Для них не так опасно попадание вовнутрь пластовой воды, если она не имеет механических или агрессивных примесей. Упрощение достигнуто за счет применения водостойкой изоляции обмотки статора.

Насосы спускаются в обсадную колонну диаметром от 114 до 426мм.

Параметры: мощность от 100 до 500 квт., подача от 1,6 до 670м³/час, напор от 30 до 650м.

Обозначение: ЭЦВ 4 - 1,6 - 30 ( 4- внутренний диаметр обсадной колонны в дюймах, 1,6- подача в м³/час, 30- напор в м.)

ЭЦВ 16 - 670 - 205 (D = 400мм, Q = 670м³/час,H = 205м, N = 500квт)

Часто для закачки используются и пластовые воды ( воды аптского и сеноманского ярусов). Химический состав вод примерно тот же, что, что и у законтурных вод нефтяных месторождений. При их смешивании не выпадает осадок, который мог бы засорять поры пласта.

Воды имеют хорошие вытесняющие и вымывающие свойства по сравнению с поверхностными. В них отсутствует кислород и сероводород. Глубина залегания пластов 700 - 1500м, мощность 300 -500м.(Добыча ЭЦВ).

Использование пластовых вод значительно облегчает подготовку воды для закачки в пласт или исключает её вовсе.

Количество воды, нагнетаемой в пласт, зависит от большого числа факторов и ориентировочно составляет: при площадном заводнении 8 - 10 м³/т добываемой нефти, при законтурном - 1 - 1,5м³/т.

Уравнение Бернулли для движения реальной жидкости, гидравлический уклон трубопровода

Уравнение Бернулли для реальной жидкости будет иметь вид:

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ УКЛОН (а.hydraulic gradient; н. Wassergefalle; ф. pente hydraulique; и. gradiente hidrauliсо) -- падение полного напора вдоль потока жидкости, отнесённое к единице его длины; возникает вследствие гидравлического сопротивления течению жидкости. Средний гидравлический уклон определяется соотношением
где i -- гидравлических уклон, м/м;

Dp, Dv -- разность соответственно давлений жидкости (н/м²) и скоростей движения жидкости (м/с) на участке струи длиной L (м);

r -- плотность жидкости, кг/м³;

g -- ускорение силы тяжести, м/с²;

DZ=Z₂-Z; -- разность геодезических отметок конца Z₂ и начала Z₁ участка трубопровода, м.

В трубопроводе гидравлический уклон вычисляется по формуле:
где l -- коэффициент гидравлического сопротивления;

u -- средняя скорость течения жидкости в трубопроводе, м/с;

D -- внутренний диаметр трубопровода, м.

В трубопроводе с лупингом (параллельным участком) гидравлический уклон определяется как где iл -- гидравлический уклон на участке с лупингом, м/м;

Dл, Dм -- внутренние диаметры соответственно лупинга и основной магистрали, м;

m -- показатель режима течения (при ламинарном режиме m=1, турбулентном в зоне гидравлически "гладких" труб -- 0,25, турбулентном в зоне трения, изменяющегося по квадратичному закону, -- 0).

Термокислотная обработка скважин, виды обработки и оборудование для ее проведения

В скважинах с отложениями в призабойной зоне парафиновых или асфальто- смолистых веществ (АСВ), кислотная обработка будет более эффективной, если забой скважины предварительно подогреть, чтобы расплавить эти вещества. Для этого скважину предварительно промывают горячей нефтью или производят термокислотную обработку. Это комбинированный процесс: в первой фазе осуществляется тепловая обработка забоя скважины раствором горячей соляной кислоты за счет экзотермической реакции кислоты с каким- либо веществом; Во второй фазе, следующей без перерыва за первой, производится обычная кислотная обработка.

Известно много веществ, вступающих в экзотермическую реакцию с HCl (карбид кальция, алюминий и др.) Однако наилучшим признан магний, так как при реакции с ним выделяется большое количество тепла, а продукты реакции полностью растворяются.

При взаимодействии соляной кислоты с алюминием, хотя и выделяется тепла больше, чем при реакции с магнием, продукты её в виде гидрата окиси алюминия выпадают в осадок и закупоривают поры пласта.

Mg + 2HCl + H₂O = MgCl₂ + H₂O + H₂ + 461 кДж

24,3+2(1+35,5)+(2+16) = (24,3+235,5)+(2+16)+2 - в грамм-молекулах.

Таким образом, при взаимодействии 73г чистой HCl с 24,3 грамм магния происходит полная нейтрализация раствора, при которой выделяется 461,4 кДж тепловой энергии. Очевидно, что при взаимодействии 1000г Mg выделится 18987 кДж тепла.

Определим количество 15% раствора HCl для растворения 1 кг магния.

х = 73 1000/ 24,3 = 3004г чистой HCl

Для растворения 1кг магния потребуется:

V = 3004/ 161,2 = 18,61литров 15% раствора HCl,

где 161,2 г содержание чистой HCl в 1л 15% раствора.

Необходимое количество 15% соляной кислоты на 1 кг Mg для получения различных температур дано в таблице.

Таблица 5.1

Из уравнения баланса теплоты

Q = V C_v t (5.1)

следует, что при реализации всей выделившейся теплоты Q на нагрев V л. раствора, имеющего теплоемкость C_v (кДж / л ^оС) нагрев раствора составит:

t = Q/(VC_v) (5.1¹)

Принимая теплоемкость 15% раствора HCl равной теплоемкости воды C_v = 4,187 кДж/ л^оС получим:

t= 18987/(18,61 4,187) = 243,2^оС

На столько градусов увеличится температура раствора при полном использовании теплоты на нагрев только продуктов реакции.

Чтобы сохранить активность раствора кислоты для взаимодействия с породой, его количество на 1 кг магния надо брать больше, чем 18,61 литра. Однако и температура при этом получится ниже в соответствии с таблицей 6.1.

Существует два вида обработки.

Термохимическая обработка ПЗС - обработка горячей кислотой, при которой для растворения магния подается избыточное количество HCl для сохранения концентрации HCl 10-12% и растворения карбонатов породы.

Термокислотная обработка ПЗС - сочетание термохимической и непрерывно следующей за ней кислотной обработкой. Причем кислотная обработка может быть как обычной, так и под давлением.

Скорость прокачки раствора HCl должна быть такой, чтобы в течение всего процесса на выходе наконечника была одинаковая запланированная температура и постоянная остаточная кислотность раствора. Это условие трудно выполнимо.

С помощью опытных прокачек в поверхностных условиях определили, что при давлениях более 3 МПа, рекомендуется применять магний в виде стружки, причем чем больше давление, тем магниевая стружка должна быть мельче и тоньше. При давлениях ниже 3 МПа - в виде брусков квадратного и круглого сечения. Причем чем ниже давление, тем площадь поперечного сечения этих брусков может быть больше. Так при давлении до 1МПа используются бруски с площадью 10-15 см². При давлении от1 до 3 МПа площадь поперечного сечения брусков уменьшают до 1-5 см².

Термохимические солянокислотные обработки ПЗС эффективны в скважинах с низкими пластовыми температурами, в призабойной зоне которых наблюдается отложение твердых углеводородов (смолы, парафины, асфальты).

Для проведения термокислотной обработки применяется специальный реакционный наконечник, который спускается на НКТ до забоя скважины. Обычно используются наконечники, вмещающие от 40 до 100 кг магния, через которые прокачивается соответствующее количество HCl.

Р и с. 5.1 Схема реакционного наконечника 1-муфта НКТ; 2-переводник; 3-верхняя труба наконечника; 4-пластина-решетка; 5-воронка -газоотборник;6-нижняя труба; 7-ниппели для выброса горячей кислоты; 8-термометр-самописец

Верхняя труба 3 наконечника через переводник 2 крепится к муфте НКТ 1. Труба 3 заполняется стержнями магния, в ней происходит реакция между магнием и прокачиваемым раствором HCl. Нижняя труба 6, в которую из верхней трубы через пластину-решетку 4 поступает кислотный раствор, нагретый вследствие реакции с магнием, предназначена для выброса горячей кислоты на стенки скважины через ниппели 7, ввинченные в отверстия трубы. Эти отверстия расположены попарно в шахматном порядке через каждые 0,5 м длины трубы.

Для дегазации горячего раствора, поступающего в нижнюю трубу, в муфтовом соединении между верхней и нижней трубами установлена воронка- газоотборник 5. Для удаления освобожденного водорода в верхней части нижней трубы под муфтой просверливают 4-6 отверстий 3мм по окружности трубы.

В нижней части трубы 6 на шпильках устанавливается термометр-самописец 8 для записи температуры во время процесса. Для защиты от действия горячего раствора термограф помещают в железный кожух.

Технологические схемы размещения ПНС. Схема обвязки насосов ПНС и ГНС при последовательной и параллельной перекачке

Магистральный нефтепровод обычно сооружают в виде одной нитки трубопровода. Однако часто вдоль основной нитки на отдельных участках сооружают лупинги, увеличивая тем самым пропускную способность трубопровода и уменьшая потери напора, что позволяет увеличить расстояние между насосными станциями.

Насосные станции подразделяют на два основных вида:

- головные (ГНС) и

- промежуточные (ПНС).

ГНС предназначены для подачи нефти в трубопровод, а ПНС -- для поддержания необходимого режима перекачки, обеспечивающего по трубопроводу пропуск определенного объема нефти.

Остановимся на технологической характеристике этих сооружений. Каждая ПНС имеет насосный цех с установленными в них насосами и приводными двигателями, манифольд -- помещение, в котором расположены всасывающие и нагнетательные коллекторы: обводные трубопроводные линии, задвижки, обратные клапаны. На всех ГНС и большинстве ПНС имеются резервуарные парки. На ГНС эти парки содержат емкости для создания и хранения необходимого запаса продукта. Поэтому общий объем таких резервуарных парков велик и может достичь 1--2 млн. м³. На ПНС резервуары имеют чисто технологическое назначение, а также служат для приема нефти в случае кратковременных остановок перекачки.

На рис. 2.4 изображены основные схемы перекачки нефти через ПНС, имеющие в своем составе резервуары. Первая схема (рис. 2.4, а). Нефть принимается с предыдущей станции в приемный резервуар П, а подастся на следующую станцию из другого резервуара Р, называемого расходным. Эта схема позволяет вести учет нефти, поступающей с предыдущей станции, и нефти, закачиваемой с данной на следующий перегон. При такой схеме перекачки неизбежны значительные потери нефтепродукта за счет испарения, поскольку герметизация резервуаров несовершенна. Необходимость поочередного заполнения и опорожнения резервуаров обусловливает так называемые «большие дыхания», при которых большие объемы смеси воздуха и легких фракций нефти выбрасываются наружу.

Вторая схема (рис. 2.4, б)'. Нефть поступает в резервуар ПР, из которого она одновременно откачивается на следующий перегон. Такой резервуар называют приемно-расходным. В этом случае «большие дыхания» отсутствуют, но интенсивное перемешивание нефти способствует ее интенсивному испарению и соответственно увеличению потерь нефтепродуктов, резервуар В при этом выключен.

Третья схема (рис. 2.4, 0). Перекачка осуществляется по схеме с подключенным резервуаром /С, который играет роль буферной емкости для выравнивания неравномерностей подачи нефти с предыдущей НС и закачиваемой в трубопровод на данной НС. Поскольку разница в объемах перекачки незначительна, то уровень нефти в резервуаре К будет медленно колебаться без бурного перемешивания нефти. Это в значительной мере способствует уменьшению потерь от испарения. Применение же резервуаров с «плавающей крышей» позволяет практически полностью предотвратить потери от испарений.

Четвертая схема (рис. 2.4, г). Резервуары полностью отключают от магистрали, а подача нефти из предыдущего перегона осуществляется сразу к насосам. Такая схема перекачки нефти называется схемой «из насоса в насос». Резервуары в этой схеме используются лишь при остановках НС в аварийных ситуациях или при ремонтах. Эта схема является основной для ПНС, не имеющей в своем составе резервуаров. Однако перекачка по схеме «из насоса в насос» требует обеспечения синхронизации объема перекачиваемого продукта на всех НС, что не всегда возможно.

При перекачке по первой схеме с двумя резервуарами /, Я (рис. 2.5, а) следует открыть задвижки 1 и 4, остальные закрыть; с четырьмя резервуарами /, Я, ///, IV (рис. 2.5, б) -- открыть, например, задвижки / и 8, остальные закрыть. По второй схеме с двумя резервуарами открыты, например, задвижки 1 и 2, а остальные закрыты; с четырьмя резервуарами открыты, например, задвижки 5 и 6 (или 7 и 5), а остальные закрыты. По третьей схеме с двумя резервуарами открыты задвижки 3 и 5, а остальные закрыты; с четырьмя -- открыты 7 и 9, остальные закрыты. Наконец, по четвертой схеме все задвижки кроме 5 в первом случае и 9 во втором закрыты, и резервуары имеют чисто профилактическое значение, так как в процессе перекачки они не участвуют.

Остановимся далее на схемах движения нефти через насосы ПНС. Обвязка насосов позволяет вести перекачку по двум схемам: последовательной (рис, 2.6, а) и параллельной (рис. 2.6, б]. При последовательной перекачке нефть поступает из резервуаров, проходя через очистные фильтры Ф\, 02- Подпорные насосы Я_ь Я₂создают необходимый подпор для нормальной работы грузовых насосов Л, А, /V В линии каждого насоса устанавливается обратный клапан (К\---Кб), не позволяющий нефти двигаться в обратном направлении. Для отключения насосов в линии обвязочных трубопроводов устанавливаются задвижки (/--15).

давление бернулли жидкость трубопровод

Конструкции и маркировка центробежных насосов, спиральные и секционные насосы

Общие технические условия на насосы для трубопроводов регламентируются ГОСТ 12124-80. в нем определены параметры, размеры и технические требования к основным и подпорным насосам. К основным насосам относят 13 типов насосов, а с учетом сменных роторов - 27. наибольшую подачу обеспечивает насос НМ10000-210, расшифровка которого читается так: Насос магистральный с подачей 10000м3/ч и напором 210м.

Насосы с подачей до 1250 м3/час секционные, спиральные, двухстороннего входа, имеют от одного до 3-х сменных роторов на подачи 0,5Q, 0,7Q, 1,25Q(Q-номинальная подача насоса). Все насосы имеют частоту вращения 3000об/мин.

Основные детали насоса

1-корпус, 2-радиально-упорный подшипник, 3-передний подшипник, 4-ванна для сбора утечек 5-торцевое уплотнение, 6- винтовой шпиллер, 7-крышка насоса, 8-рабочее колесо, 9-крышка, 10-крышка сцепления, 12- маслопровод, 13- трубопровод для сбора утечек

Опорами ротора являются подшипники скольжения ……. Остаточные осевые усилия воспринимается -радиально упорным подшипником. Подшипникам принудительно подается смазка для уменьшения утечек жидкости в месте контакта вала и корпуса насоса устанавливаются концевые уплотнения ротора- механические торцевого типа рассчитанные а рабочее давление 4,9 МПа. Конструкция насосов рассчитана на работу по последовательной схеме соединения трех насосов. При этом давление в парубке последнего работающего не должно превышать 7,4 МПа.

Подпорные насосы служат для отбора нети из резервуарного пара и подачи ее на вход основного насоса с необходимым напором.

Подпорные насосы монтируются в заглубленном варианте (ниже уровня резервуарного парка, что обеспечивает их заполнение нефтью. На приемном парубке подпорного насоса устанавливается фильтр. Насосы соединяются параллельно, поэтому на выходных патрубках устанавливаются обратные клапан. В качестве подпорных насосов используются центробежные насосы вертикального и горизонтального исполнения. Для обеспечения большей противокавитацинной устойчивости подпорных в их конструкции на входе рабочего колеса предусмотрены колеса шнекового типа. Частота вращения ротоа составляет 1000-1500 об/мин

При использование насосов типа НПВ (нефтяной, подпорный вертикальный). Данные насосы являются одноступенчатыми, спиральными, вертикальными.

Полупередвижные парогенераторные установки (ППГУ), принципиальная схема, параметры оборудования

Оборудование для нагрева воды и нагнетания теплоносителя. Широко применяются на промыслах полупередвижные парогенераторные установки (ППГУ, УПГГ), имеющие блоки подготовки воды и парогенераторные блоки. Они расчитаны на установку в одном месте на 1-3 года и обработку за это время близлежащих скважин. После этого их можно транспортировать на новое место. Блоки имеют габариты в плане 6-12 м в длину и 3-4 м в ширину при массе 10 -20 тонн. Температура пара - 320^оС, подача пара- 96, 216 т/сут при давлении 5,9 - 11,8 МПа.

Установка УПГГ- 9/120М, имеет два блока- водоподготовительный и парогенераторный, а также бак умягченной воды. Паропроизводительность установки 9т/час при парогенераторе, дающем 10 т/час. Часть пара идет на собственные нужды установки. Рабочее давление 5,9 - 11,8 МПа, Т_МАХ = 324^оС, сухость пара 80%, температура воды на входе в парогенератор - 80^оС. Основное топливо - природный или нефтяной газ. Расход топлива - 800 кг/час. Масса блоков - по 20 тонн.

Р и с. 3.3.2 Схема парогенераторной установки УПГГ -9/120 М

Исходная вода подается в УПГГ с давлением около 0,05 МПа. В зимнее время она подается через подогреватель 1 в бак исходной воды -2. Температура воды после подогревателя 20 -25^оС. Из резервуара вода насосом 3 с подачей 20 м³/час и давлением 0,5 МПа поступает в механический фильтр 4. Он имеет диаметр 1400мм, высоту 2510мм. На высоту до 900мм он загружен измельченным антрацитом диаметром 0,5 -1,0мм. Отмывку фильтра проводят раз в смену.

Далее вода поступает на натрий - катионитовые фильтры 5 и 6 и из них - в резервуар умягченной воды 7. Здесь она подогревается острым паром до 70-80^оС для химического обессоливания и удаления СО_2.

Химические реагенты (сульфит натрия Nа₂SO₃ и раствор аммиака NH₄OH ) подаются дозировочным насосом 8 (НД - 25/40, Q=0,025 м³/час, Р= 4 МПа) из резервуара 9. Подготовленная вода идет в подпорный насос 10 и затем в питательный насос 11 (ПТ -10/160, Q= 10 м³/час, Р= 16 МПа ). Питательный насос 11 подает воду в прямоточный котел. Около насоса имеется клапан 12 для регулировки объема подаваемой в котел воды.

Вентилятор 13 нагнетает в котел 15 воздух, а топливная система 14 - топливо. В котле 15 вода нагревается и переходит в пар. На выходе из котла стоит предохранительный клапан -16. Пар проходит через влагомер 17, далее через центробежный сепаратор 19, отделяющий пар от воды, и через приборы замера количества пара и воды.

Часть пара проходит через дроссельный клапан 18 на подогреватель исходной воды 1. Основная масса пара и часть отсепарированной воды поступает через регулировочный клапан 20 к скважинам.

Размещено на Allbest.ru