Подпорные насосные агрегаты

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Нормативные ссылки

Термины и определения

Аббревиатуры и сокращения

Введение

1. Подпорные насосные агрегаты

1.1 Общая характеристика подпорных насосов

1.2 Подпорный насос марки НПВ-3600-90-3

1.3 Схемы работы подпорных насосных агрегатов

1.4 Основное технологическое оборудование НПС

1.5 Режимы управления ПНА

1.6 Программы пуска ПНА

1.7 Автоматические защиты ПНА

2. Эксплуатация ПНА

3. Техническое обслуживание и ремонт ПНА

4. Расчет напорной характеристики подпорного насоса марки НПВ

Заключение

Список использованных источников

насос агрегат подпорный пуск



Нормативные ссылки

В настоящем документе использованы нормативные ссылки на следующие документы:

ГОСТ 34.003-90 Автоматизированные системы управления. Термины и определения

СП 36.13330.2012 Свод правил «СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы»

СНиП 3.05.05-84 Технологическое оборудование и технологические трубопроводы

СНиП 3.05.07-85 Системы автоматизации

ПБ 03-538-03 Правила сертификации электрооборудования для взрывоопасных сред

Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭЭП)

Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Издания шестое и седьмое

РД-01.075.00-КТН-052-11 Типовые цветовые решения для объектов и оборудования магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

РД-03.100.30-КТН-083-13 Техническое обслуживание и ремонт. Типовые организационные структуры подразделений организаций системы «Транснефть», осуществляющих выполнение работ

РД-19.020.00-КТН-262-10 Методика диагностики и оценки технического состояния оборудования автоматики НПС (ЛПДС, НБ) и РП

РД-35.240.50-КТН-109-13 Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Основные положения

ОР-03.100.50-КТН-077-13 Положение о формировании и использовании аварийного запаса оборудования и материалов в организациях системы «Транснефть»

ОР-03.220.99-КТН-092-08 Регламент разработки технологических карт, расчета режимов работы магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть»

ОР-13.100.00-КТН-030-12 Порядок допуска подрядных организаций к производству работ по строительству, техническому перевооружению, реконструкции, капитальному и текущему ремонту, ремонтно-эксплуатационным нуждам объектов ОАО «АК «Транснефть»

ОР-17.000.00-КТН-063-10 Организация учета и порядок эксплуатации средств измерений в организациях системы «Транснефть»

ОР-35.240.50-КТН-167-13 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Порядок расследования, учета и анализа отказов автоматизированных систем управления технологическими процессами

ГОСТ Р53675-2009 «Насосы нефтяные для магистральных трубопроводов».

ОСТ 26-06-2028-96.ССБТ. «Насосы общепромышленного назначения».

ВСН 394-78 «Инструкция по монтажу компрессоров и насосов»

ГОСТ 12124-87«Насосы центробежные нефтяные для магистральных трубопроводов»

СНиП III-Г.10.3-69«Насосы. Правила производства и приемки монтажных работ01.01.1970»

СП 12-135-2002«Безопасность труда в строительстве. Отраслевые типовые инструкции по охране труда»

ОР 07.00-60.30.00-КТН-010-1-00 «Технологический регламент НПС»

ГОСТ 12124-66 «Основные параметры центробежных насосов для магистральных трубопроводов»

РД 153-39ТН-008-96 «Руководящий документ руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций»



Термины и определения

В настоящем документе применены следующие термины с соответствующими определениями:

автоматизированная система: Система, состоящая из оперативного персонала и комплекса средств автоматизации его деятельности, реализующая информационную технологию выполнения установленных для нее функций.

автоматизированное рабочее место: Программно-технический комплекс, предназначенный для выполнения задач организации взаимодействия оператора с технологическим процессом через оборудование автоматизированной системы.

автоматическая защита: Автоматическое управление, цель выполнения которого состоит в том, чтобы предотвращать переход технологического объекта управления (технологического процесса) в состояние, характеризуемое повышенным риском опасности, или снижать потери от перехода в такое состояние.

исправное состояние: Состояние объекта, при котором он соответствует всем требованиям нормативной, эксплуатационной, конструкторской, проектной документации.

маскирование: Замена сигнала (бита) о текущем состоянии на сигнал (бит), соответствующий состоянию нормальной эксплуатации.

неисправное состояние: Состояние объекта, при котором он не соответствует хотя бы одному из требований нормативной, эксплуатационной, конструкторской, проектной документации.

оборудование верхнего уровня: Компоненты систем автоматизации площадочных объектов, линейной части и диспетчеризации магистрального трубопровода, к которым относятся автоматизированные рабочие места, установленные в операторной и/или в местном диспетчерском пункте, автоматизированные рабочие места инженера (переносные), серверы ввода-вывода, контроллеры диспетчерских систем управления.

оборудование нижнего уровня: Компоненты систем автоматизации площадочных объектов, линейной части и диспетчеризации магистрального трубопровода, к которым относятся контрольно-измерительные приборы, в том числе средства измерения и их вторичные приборы, располагаемые на технологическом оборудовании, на приборных щитах или в приборных шкафах (за исключением размещённых в шкафах устройства сопряжения с объектом, шкафах центрального контроллера, шкафах системы автоматического регулирования), а также приборные стойки, щиты, шкафы, манометрические сборки, коробки клеммные.

оборудование среднего уровня: Компоненты систем автоматизации площадочных объектов, линейной части и диспетчеризации магистрального трубопровода, к которым относятся программируемый логический контроллер (центральный контроллер, контроллеры в устройствах сопряжения с объектом, контроллеры системы автоматического регулирования), модули ввода - вывода, коммутаторы, дисплейные панели, преобразователи сигналов, входные и выходные реле, барьеры искрозащиты и другое оборудование, обеспечивающее работу программируемого логического контроллера, располагаемое в шкафах устройства сопряжения с объектом, в шкафах центрального контроллера, в шкафах системы автоматического регулирования.

организации системы «Транснефть»: Организации, осуществляющие на основании устава и/или гражданско-правового договора деятельность, связанную с транспортировкой по магистральным трубопроводам нефти и нефтепродуктов и/или любую из таких функций как: обеспечение работоспособности (эксплуатации); финансовой стабильности; безопасности; социального и/или информационного обеспечения деятельности объектов/предприятий магистрального трубопроводного транспорта, если в таких организациях ОАО «АК «Транснефть» и/или его дочерние общества являются учредителями, либо участниками (акционерами), владеющими в совокупности более чем 20 процентами долей (акций и т. п.).

повреждение: Событие, заключающееся в нарушении исправного состояния оборудования при сохранении работоспособного состояния.

протокол: Набор правил и соглашений, которые управляют обменом информацией (последовательность и формат сообщений, безопасность) между устройствами по сети.

работоспособное состояние: Состояние объекта, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативной, эксплуатационной, конструкторской, проектной документации.

ремонт неплановый: Ремонт, постановка компонентов системы на который осуществляется без предварительного назначения.

Примечание Неплановый ремонт проводится с целью устранения последствий отказов или неисправностей.

срок службы: Календарная продолжительность от начала эксплуатации оборудования или ее возобновления после ремонта определенного вида до перехода в предельное состояние.

текущий ремонт: Ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности компонентов системы и состоящий в замене и/или восстановлении отдельных составных частей.

техническая документация: Набор документов, используемых при проектировании, изготовлении и эксплуатации каких-либо технических объектов: зданий, сооружений, промышленных товаров, программного и аппаратного обеспечения.

техническое обслуживание: Совокупность технических и организационных действий, направленных на поддержание или возвращение компонентов системы в работоспособное состояние.

технологический объект: Совокупность технологического оборудования и реализованного на нем по соответствующим технологическим инструкциям или регламентам технологического процесса производства.

технологическое оборудование: Оборудование и средства технологического оснащения, предназначенные для осуществления технологического процесса транспортировки и хранения нефти и нефтепродуктов.

электропривод: Устройство, состоящее из электродвигателя, аппаратуры управления и механических передач, связывающих электродвигатель с рабочими органами механизма.

электрооборудование: Любое оборудование, предназначенное для производства, преобразования, передачи, распространения или потребления электричества.

эксплуатация: Стадия жизненного цикла оборудования, на которой реализуется, поддерживается и восстанавливается его качество.

Примечание - Эксплуатация изделия включает в себя использование по назначению, транспортирование, хранение, техническое обслуживание и ремонт.



Аббревиатуры и сокращения

В настоящем документе применены следующие сокращения:

АВО - агрегат водяного охлаждения;

АВР автоматическое включение резерва;

АПВ - автоматическое повторное включение;

АРМ автоматизированное рабочее место;

АС - автоматизированная система;

БИК - блок измерений показателей качества нефти/нефтепродуктов;

БРУ - блок ручного управления;

ВВ - высоковольтный выключатель;

ИБП - источник бесперебойного питания;

КИП - контрольно-измерительный прибор;

КИП и А - контрольно-измерительные приборы и автоматика;

ЛПДС линейная производственно-диспетчерская станция;

МДП местный диспетчерский пункт;

МНА магистральный насосный агрегат;

МНС - магистральная насосная станция;

МПСА микропроцессорная система автоматики;

МТ - магистральный трубопровод;

НД - нормативный документ;

ОСТ - организация системы «Транснефть»;

ПД - проектная документация;

ПЛК программируемый логический контроллер;

ПЛВА - план ликвидации возможных аварий;

ПМИ - программа и методика испытаний;

ПНА - подпорный насосный агрегат;

ПНС - подпорная насосная станция;

ПТК программно-технический комплекс;

РАС - резервуар аварийного сброса;

РВСПК - резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей;

РДП районный диспетчерский пункт;

РП - резервуарный парк;

САРД - система автоматического регулирования давления;

САУ - система автоматизированного управления и автоматических защит;

СДКУ - система диспетчерского контроля и управления;

СДПН система диспетчеризации потоков нефти;

СИ средство измерений;

СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти/нефтепродуктов;

СИМ - система имитационного моделирования;

СКУТ - система контроля уровня и температуры;

СКР - автоматизированная система контроля технологических параметров работы магистрального трубопровода;

СОУ система обнаружения утечек;

СППК - сбросной пружинный предохранительный клапан;

ССВД - система сглаживания волн давления;

СТМ - система станционной телемеханики;

ТДП территориальный диспетчерский пункт;

ТМ система телемеханики магистрального трубопровода;

ТО техническое обслуживание;

ТОР техническое обслуживание и ремонт;

ТР текущий ремонт;

ТС телесигнализация;

ТУ телеуправление;

ФГУ - фильтр-грязеуловитель;

ЦДП центральный диспетчерский пункт;

ЦСПА централизованная система противоаварийной автоматики;

ЭД - электродвигатель;

ЭНН - эстакада налива нефти/нефтепродукта;

ЭС - электростанция;

ЭСА и ТМ - эксплуатация средств автоматизации и телемеханики;

ЭСН - эстакада слива нефти/нефтепродукта;

ЭТМ - эксплуатация телемеханики;



Введение

Нефть в современном мире все чаще называют словосочетанием «черное золото». И объясняется этот факт не только тем, что сегодня нефть, наряду с природным газом, является основным и практически безальтернативным источником энергии, но и тем, что ее запасы невосполнимы. При этом дальнейшей переработке подвергаются лишь 10% добываемой сырой нефти, остальные 90% - сжигаются.

Впервые в мире добыча нефти промышленным способом была осуществлена в 1847 году на Апшероне (Азербайджан).

Российская Федерация -- занимает высокое место среди крупных промышленно развитых стран мира, которая не только полностью обеспечена нефтью, но и в значительной мере экспортирует топливо.

Для России, как и для большинства стран-экспортеров, нефть -- один из важнейших источников валютных поступлений.

Перекачивание нефти - одна из важнейших задач на всех этапах нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности. По магистральным нефтепроводам нефть перекачивается из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта. Начальным пунктом магистрального нефтепровода является головная нефтеперекачивающая станция (НПС). Конечным пунктом - НПС с резервуарным парком этого или другого нефтепровода, предприятие нефтепереработки, нефтехимии, пункты перевалки на другие виды транспорта (железная дорога, морские и речные суда).

Именно таким конечным пунктом является ООО “Транснефть - Порт Приморск” - нефтеналивной порт, расположенный на берегу Финского залива Балтийского моря вблизи с городом Приморск. Здесь нефть из магистрального нефтепровода закачивается в 18 резервуаров по 50000 тонн каждый для хранения и дальнейшей перегрузки ее на танкера.

Для перекачивания нефти используются насосные агрегаты. Данные насосы предназначены для подачи в системах магистральных трубопроводов нефти и нефтепродуктов (в том числе широкой фракции легких углеводородов). В промышленности по добычи нефти применяется разнообразное насосное оборудование, предназначенное для подъема жидкости из скважины, транспортировка ее на земле. Насосами в широком смысле называют машины для сообщения энергии рабочей среде. Организации системы Транснефть оснащены необходимым современным оборудованием, ассортимент которого постоянно пополняется. Идет постоянный процесс технического переоснащения отрасли, который заключается в автоматизации технологических процессов, внедрении автоматизированных систем управления на нефтеперекачивающих станциях и т.п.

Все нефтеперекачивающие станции оборудуют однотипными насосами. Число рабочих насосов определяют исходя из расчетного рабочего давления, характеристики насосов, характеристики перекачиваемой жидкости и режима перекачки. Особую роль при этом играют подпорные насосы.



1. Подпорные насосные агрегаты

1.1 Общая характеристика подпорных насосов

Подпорные насосы представляют собой гидравлические машины, предназначенные для перемещения жидкостей под напором. Преобразуя механическую энергию приводного двигателя в механическую энергию движущейся жидкости, насосы поднимают жидкость на определенную высоту, подают ее на необходимое расстояние в горизонтальной плоскости или заставляют циркулировать в какой-либо замкнутой системе.

Подпорные насосы входят в состав оборудования насосной станции, выполняя одну или несколько упомянутых функций.

Основными параметрами насосов, определяющими диапазон изменения режимов работы насосной станции, состав ее оборудования и конструктивные особенности, являются напор, подача, мощность и коэффициент полезного действия. Конструктивное исполнение насосов различных типов определяется в основном видом их рабочих органов. В настоящее время подпорные насосы изготавливаются заводами в вертикальном и горизонтальном исполнении.

Насосы являются одним из наиболее распространенных видов машин, причем их конструктивное разнообразие чрезвычайно велико, поэтому классификация насосов по их назначению весьма затруднительна. Существует также разделение насосов по виду перекачиваемой жидкости, по виду привода и по другим классификационным признакам. Проанализировав основные классификационные параметры, я получила, вот такую схему (см. Приложение 1)

Необходимо отметить, что, несмотря на большие различия в принципе действия, конструкции насосов всех типов, включая насосы, применяемые в системах водоснабжения и канализации, должны удовлетворять требованиям, к числу которых в первую очередь относятся:

- надежность и долговечность работы;

экономичность и удобство эксплуатации;

- изменение рабочих параметров в широких пределах при условии сохранения высокого КПД;

- минимальные размеры и масса;

- простота устройства, заключающаяся в минимальном числе деталей и полной их взаимозаменяемости;

- удобство монтажа и демонтажа.

В настоящее время на нефтеперекачивающих станциях используются насосы следующих типов:

НМ - нефтяной магистральный;

НПВ - нефтяной подпорный вертикальный;

Так же и к перекачиваемой жидкости для данных насосов имеется ряд требований:

- температура перекачиваемой жидкости;

- кинетическая вязкость;

- содержание серы в несвободном состоянии;

- содержание парафина;

- содержание механических примесей.

Подпорные насосы составляют основной вид нагнетательного оборудования для перекачки нефти по магистральным трубопроводам и применяются как на головной, так и на промежуточных перекачивающих станциях.

Свойства подпорных насосов.

Насосы следует изготовлять в соответствии с требованиями настоящего стандарта и технических условий по конструкторской документации.

Производитель в паспорте на насос обязан указать значения следующих показателей для номинального режима:

- подача, Q, м3/ч;

- напор, Н, м;

- частота вращения вала насоса, п, об/мин;

- КПД, з, %;

- допустимый кавитационный запас, Дhдоп, м.

В паспорте на насос также должны быть приведены поля насоса с основной и сменными проточными частями с указанием диаметров рабочих колес (в том числе максимально и минимально допустимых), предельное давление насоса, момент инерции ротора насоса, масса насоса и основных его элементов, габаритные, установочные и присоединительные размеры.

Допустимые отклонения данных показателей устанавливает завод-производитель. Выбор типа насоса в каждом конкретном случае производится с учетом его эксплуатационных и конструктивных качеств, наиболее полно удовлетворяющих технологическому назначению конкретной насосной станции.

На НПС с РП, какой является ООО “Транснефть- Порт Приморск”, для подачи перекачиваемой нефти из РП на танкера, для необходимого кавитационного запаса, предусмотрена установка ПНА. На территории данной НПС расположены три наливных насосных станции (ННС), оснащенные подпорными насосными агрегатами типа НВП.

ПНА установлены на открытой бетонной площадке с отбортовкой для ограничения розлива нефти, т.к. установка насосов в заглубленном помещении не допускается.

При проектировании новых НПС минимальное количество работающих ПНА должно быть равно двум.

На каждую группу ПНА до четырех работающих агрегатов необходимо предусматривать установку двух резервных ПНА (один в «горячем» резерве, второй в «холодном резерве»). В ООО “Транснефть - Порт Приморск” на каждой ННС используется по пять ПНА.

Технологическая обвязка подпорных насосных агрегатов спроектирована для обеспечения параллельной работы насосов, а также применения их для зачистки резервуаров, внутрипарковой перекачки и откачки нефти из резервуаров аварийного сброса нефти.

Для очистки перекачиваемой нефти от механических примесей и посторонних предметов на приеме ПНА установлены фильтры-решетки.

При проектировании НПС бал выполнен расчет напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов и нагрузок в соответствии с расчетами на прочность нефтепровода по РД «Магистральные нефтепроводы. Нормы проектирования».

Площадки обслуживания подпорных насосных агрегатов являются разборными.

Для выполнения мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту подпорных насосных агрегатов на каждой ННС предусмотрена бетонная площадка с подъездной дорогой для самоходного грузоподъемного механизма.

2.2 Подпорный насос марки НПВ-3600-90-3

Агрегаты электронасосные подпорные вертикальные НПВ-3600-90-3 предназначены для подачи нефти в системах магистральных трубопроводов для обеспечения бескавитационной работы магистральных насосов, а так же для технологических перекачек на объектах насосных станций. В ООО “Транснефть- Порт Приморск” Данный тип агрегатов используется для наполнения нефтью 18 резервуаров РВСПК-50000, а также для раскачки этих резервуаров и наполнения танкеров, транспортирующих нефть и нефтепродукты по России и остальному миру.

Подпорные нефтяные насосы типа НПВ представляют собой вертикальную, одноступенчатую, с рабочим колесом двустороннего входа машину. Базовой деталью насоса является стакан, в нижней части которого приварено эллиптическое днище. К стакану приварен горизонтально направленный входной патрубок. На напорном фланце стакана установлена крышка с горизонтальным напорным патрубком. К верхнему фланцу крышки крепится фонарь для монтажа электродвигателя. Проточная Эксплуатация насосных и компрессорных станций 15 часть насоса имеет двухзавитковый спиральный отвод. На роторе насоса, помимо рабочего колеса, устанавливаются пред- включенные колеса. Гидравлическое осевое усилие ротора уравновешивается за счет применения рабочего колеса двустороннего входа. Масса ротора и неуравновешенная часть осевого усилия воспринимаются сдвоенным верхним радиально-упорным шарикоподшипником с консистентной смазкой. Радиальные усилия воспринимаются нижним и промежуточным подшипниками скольжения, смазываемые перекачиваемой жидкостью. Концевое уплотнение ротора торцового типа. Насос с двигателем соединяется упруго-пальцевой или пластинчатой муфтой с проставкой. Насосы типа НПВ имеют два варианта исполнения - с нормальным и укороченным валом. Предельное рабочее давление насосов типа НПВ - 1,6 МПа, стакана - 1,0 МПа.

Подпорный насос типа НПВ (рис. 1) вертикальный одноступенчатый с центробежным колесом двойного входа и осевым подводом жидкости.

Входной патрубок насоса расположен на стакане, напорный патрубок - в напорной крышке. Они направлены в противоположные стороны.

Насос рассчитан на эксплуатацию на открытых площадках при температуре окружающего воздуха от + 50°С до -50°С.

Насос выполнен в вертикальном исполнении, состоит из насосной колонны и наружного стакана с приваренными к нему входным патрубкам. Ось входного патрубка насоса располагается на 1,5 м ниже нулевой отметки.

С целью обеспечения оптимальных характеристик насос снабжен предвключенным колесом и направляющим аппаратом, применение которых значительно улучшает антикавитационные качества насоса.

Наименование показателей	НПВ 3600-90	Номер позиции по схеме	Количество, шт.
Подача м3\час	3600	ПНА-1 ПНА-2 ПНА-3 ПНА-4	4
Напор, м	90
Кавитационный запас, м	4,8
Частота вращения, об\мин	1500
Диаметр колеса, мм	610
Мощность, Квт	1161
КПД, %	76
Внешняя утечка через одно торцовое уплотнение, л\ч (не более)	0,3
Габариты (длина х ширина х высота) мм	2541 х 2100 х 6325
Масса всего, кг	15450

Рис. 1 - ПНА типа НПВ-3600-90-3. Внешний вид.

Рис. 2 - Конструкция насосного агрегата с насосом ряда НПВ

1 и 3 -- предвключенные колеса; 2 -- рабочее колесо; 4 и 18 -- подшипники скольжения; 5 и 12 -- напорные секции; 6 -- втулочно-пальцевая муфта; 7 -- сдвоенные радиально-упорные шарикоподшипники; 9 -- напорная крышка; 10--кольцевые уплотнения ротора; 11-- стакан; 13 -- вал; 14 и 17--подводы; 15 -- переводной канал; 16 -- спиральный корпус

1.3 Схемы работы подпорных насосных агрегатов

Существует две схемы для работы подпорных насосных агрегатов: параллельная и последовательная схемы для работы ПНА.

Последовательная схема работы применяется для магистральных агрегатов. Применяется для преодоления большого гидравлического сопротивления участка магистрального нефтепровода. От работающей НПС до следующей НПС или резервуарного парка, что необходимо для обеспечения заданной производительности (режима работы магистрального нефтепровода).

Параллельная схема для работы подпорных агрегатов необходима для обеспечения большой производительности магистральных агрегатов, каждый из которых значительно превышает возможности любого подпорного агрегата, а также исходя из условия минимального гидравлического сопротивления участка магистрального нефтепровода (от подпорной насосной до основной насосной).

Насосы соединяются параллельно, в связи с этим на выходных патрубках устанавливаются обратные клапаны. В качестве подпорных насосов используются центробежные насосы вертикального и горизонтального исполнения. Для обеспечения большей противокавитационной устойчивости подпорных агрегатов в их конструкции на входе рабочего колеса предусмотрены колеса шнекового типа. Частота вращения ротора составляет 1000-1500 об/мин. При использовании насосов типа НПВ (нефтяной, подпорный вертикальный). Данные насосы являются одноступенчатыми, спиральными, вертикальными.



1.4 Основное технологическое оборудование промежуточной НПС

Промежуточная нефтеперекачивающая станция (11Ш1С) предназначена для сообщения перекачиваемой нефти энергии, которая впоследствии расходуется на преодоление потоком гидравлического сопротивления трубопровода.

В состав НПС (рис. 3) входит следующее технологическое оборудование:

Рис. 3 Технологическая схема подключения НПС.

I. Узел подключения НПС

Для выполнения операций запасовки в камеру запуска и пуска средств очистки и диагностики (СОД) в трубопровод, а также для приема и извлечения из камеры СОД монтируются специальные технологические площадки. Кроме этого технологические площадки обеспечивают подключение НПС к нефтепроводу. Эти площадки носят название узел подключения станции к магистральному нефтепроводу (УПС).

Все задвижки узла подключения станции можно разбить на 4 группы.

1-ая группа: задвижки, обеспечивающие подключение НПС к нефтепроводу или отключения НПС от нефтепровода. При аварии на НПС они автоматически закрываются, в связи с этим называются секущими;

2-ая группа: задвижки, обеспечивающие транзит нефти через УПС при закрытых секущих задвижках;

3-я группа: задвижки, обеспечивающие запасовку и пуск СОД;

4-ая группа: задвижки, обеспечивающие пуск СОД и его извлечение из трубопровода.

Операции по приему, пуску и пропуску СОД проводятся строго по инструкции, разработанной для каждой площадки.

II. Площадка фильтров-грязеуловителей

Фильтр-грязеуловитель предназначен для очистки нефти от относительно крупных механических включений перед подачей жидкости на вход насосных агрегатов НПС. Состояние фильтров при их эксплуатации контролируется с помощью манометров до и после фильтра. Точное измерение перепада давления в фильтрах производится с помощью датчика перепада давления. При перепаде давления на 0,05 МПа производят чистку фильтра. В случае если перепад давления составляет менее 0,02 МПа, это свидетельствует о повреждении фильтрующего элемента.

III. Блок гашения ударной волны (БГУВ) типа «Аркрон»

Система сглаживания волн давления предусматривается для промежуточных магистральных трубопроводов диаметром 720 мм и более. БГУВ (рис. 18) предназначен для защиты трубопровода от гидравлического удара. Сглаживание происходит за счет сброса энергии части нефти в безнапорную емкость. Гидравлический удар возникает из-зарезкого увеличения гидравлического сопротивления, вызванного остановкой агрегата или НПС. Ударная волна распространяется навстречу движению нефти, при этом стенки трубопровода и оборудования испытывают импульсные воздействия повышения давления, что может привести к прорыву. При остановкеНПС-2открываются клапаны БГУВ, находящиеся на этой же НПС, происходит сброс энергии ударной волны в емкость. В результате этого происходит медленный рост давления в трубопроводе, т. е. БГУВ ограничивает скорость нарастания давления в трубопроводе. Время открытия клапанов, а, следовательно, и скорость нарастания давления определяется настройкой БГУВ.

IV. Емкость для сброса энергии ударной волны

В качестве емкости бывают использованы РВС-400, манифольд (емкость, сваренная из труб), горизонтальные емкости подземной установки объемом по 100 м3. Общий объём зависит от диаметра нефтепровода.

Стоит сказать, что для нефтепроводов диаметром 1220 мм - не мене 500 м3;

1020 мм - не менее 400 м3;

820 мм - не менее 200 м3.

V. Насосные агрегаты и площадки агрегатных задвижек

Насосный агрегат (насос и привод) - основное оборудование на НПС. На современных НПС агрегаты состоят из центробежных насосов типа НМ (нефтяной, магистральный) и электродвигателей типа СТД (синхронный трехфазный двигатель). Насос подключается к трубопроводу через приемную и выкидную задвижки, между задвижками устанавливается обратный клапан, обеспечивающий проток нефти при закрытых задвижках.

Соединение насосов между собой должно быть последовательное и параллельно-последовательное.

При последовательном соединении насосов увеличивается напор и производительность. При параллельном режиме работы производительность увеличивается (если включены параллельно два нефтепровода), напор остается без изменений, т. е. параллельный режим работы насосных агрегатов используется при работе НПС на два параллельных нефтепровода.



1.5 Режимы управления ПНА

Для каждого насосного агрегата предусматриваются следующие режимы управления, задаваемые с рабочего места оператора НПС:

Дистанционный из РДП, ТДП (ТЕЛЕМЕХАНИЧЕСКИЙ);

Программный из операторной (ОСНОВНОЙ);

Резервный;

Кнопочный;

Испытательный;

Ремонтный.

Режим «ремонтный» устанавливается и отменяется только оператором НПС. В этом режиме блокируется управление насосным агрегатом и задвижками агрегата, в том числе блокируются команды управления, сформированные общестанционными и агрегатными защитами.

Режим «испытательный» может быть назначен оператором только для остановленного насосного агрегата и предназначен для проверки автоматических защит без воздействия на ВВ насосного агрегата.

Кнопочный режим предназначен для проведения работ по опробованию насосного агрегата, выполнению вибродиагностики и других регламентных работ.

Пуск ПНА, находящегося в режиме «резервный» при выполнении функции АВР, должен осуществляться одновременно с подачей команды остановки работающего ПНА по агрегатным защитам, предусматривающим АВР.

В режимах «дистанционный» и «программный» пуск ПНА должен происходить по выбранной программе пуска после получения соответствующей команды из РДП (ТДП) или операторной НПС (МДП) соответственно.

При любом режиме управления насосными агрегатами и станцией в целом возможно аварийное отключение станции и отдельных агрегатов с помощью кнопок установленных по месту и в блоке ручного управления (БРУ) в операторной.

БРУ обеспечивает аварийную сигнализацию и непосредственное управление отключением НПС и отдельных ПНА, управление задвижками подключения станции.

1.6 Программы пуска ПНА

В зависимости от пусковых характеристик электродвигателя, схемы энергоснабжения могут применяться различные программы пуска насосного агрегата, отличающиеся положением задвижки на выходе насоса:

П1 - на открытую выходную задвижку;

П2 - на закрытую выходную задвижку, открывающуюся в ходе выполнения программы.

Программный пуск магистрального насоса может выполняться по одной из программ, задаваемых с рабочего места оператора индивидуально для каждого агрегата. Для ПНА реализуется программа пуска П1.

Программы пуска включают:

- формирование команды на включение ВВ привода агрегата;

- формирование команды на прикрытие исполнительных механизмов САР (для метода дросселирования);

- изменение по установленному алгоритму частоты вращения вала ПНА (для ПНА с регулируемой частотой вращения вала)

- формирование команды на открытие выходной задвижки агрегата при пуске ПНА по программе пуска №2.

Команда на включение ВВ привода ПНА, который пускается по программе пуска №2, подается с выдержкой времени от момента подачи команды на открытие закрытой задвижки на выходе МНА.

Длительность выдержки времени на включение ВВ при пуске ПНА по программе №2 принимается из расчета величины допустимого перепада давления на выходной агрегатной задвижке и условий обеспечения поддержания на выходе МНС давления нефти, превышающего предельное минимальное значение.

Изменение программы пуска допускается только для неработающего ПНА, при этом задвижки должны автоматически переводиться в положение, необходимое для функционирования соответствующей программы пуска.

Пуск агрегата, находящегося в режиме «резервный», производится только по программе пуска №1.

1.7 Автоматические защиты ПНА

Агрегатные защиты должны обеспечивать остановку данного агрегата при наличии соответствующих требований после подтверждения отключения ВВ привода ПНА без выдержки времени должен выполняться АВР ПНА и закрытие задвижек на входе и выходе НА, согласно алгоритма защиты.

От момента включения ВВ привода ПНА и до момента его отключения должна функционировать защита «Аварийная максимальная вибрация. Порог2».

Через 30 секунд после подачи команды на включение ВВ привода ПНА и до его отключения должна дополнительно к защите «Аварийная максимальная вибрация. Порог 2» функционировать защита «Аварийная максимальная вибрация. Порог 1».

Защита «Аварийная максимальная вибрация. Порог 1» отключается для всех ПНА при пуске одного из НА данной НПС на время 30 секунд от момента включения ВВ привода.



Перечень аварийных защит ПНА и действия технологического оборудования

№ п\п	Параметры контроля и защиты	Уставка	Выдержка времени	Остановка агрегата	Закрытие агрегатн задвижек	АВР насосного агрегата
1.	Аварийная максимальная температура: подшипников корпуса насоса	60 С	1с	+	-	+
2.	Аварийные утечки нефти через торцевое уплотнение		1с	+	+	-
3.	Аварийная максимальная вибрация. Порог 1.	7,1мм/с	5с	+	-	+
4.	Аварийная максимальная вибрация. Порог 2.	18мм/с	2с	+	-	+
5.	Аварийное осевое смещение ротора насоса	1мм	1с	+	+	+
6.	Аварийное минимальное давление масла	25кПа	3с	+	-	+
7.	Электрическая защита электродвигателя	-	-	+	-	+
8.	Несанкционированное изменение состояния агрегатных задвижек	Наличие перемещения	60с	+	-	+
9.	Невыполнение программы пуска агрегата	-	-	+	-	-
10	Неисправность (в т.ч. отсутствие питания) приборов защит ПНА	-	10с	+	-	+
11	Отсутствие связи с УСО ПНА	-	10с	+	-	+
12	Аварийное отключение агрегата кнопкой «Стоп»: по месту, с БРУ	-	-	+	+	-
13	Несанкционированное отключение МНА	-	3с	+	-	-
14	Несанкционированное включение МНА	-	-	+	-	-



2. Эксплуатация ПНА

Системы автоматизации и телемеханизации, система диспетчерского контроля и управления позволяют управлять основным и вспомогательным оборудованием НПС как по месту (в автоматическом, или ручном режиме при возникновении нештатной ситуации), так и с АРМ оператора НПС.

Подпорные насосные агрегаты могут находиться в одном из следующих состояний:

- в работе;

- в «горячем» резерве (агрегат исправен, готов к пуску в любой момент);

- в «холодном» резерве (агрегат исправен, при необходимости его пуска или перевода в «горячий» резерв требуется проведение подготовительных работ;

- в ремонте.

Управляемая остановка подпорного насоса может быть осуществлена дистанционно с АРМ оператора НПС, системой автоматики в аварийном режиме, а так же по месту обслуживающим персоналом. Аварийная остановка насоса по месту производится путём нажатия кнопки «Стоп». Контроль аварийной остановки осуществляется системой автоматики.

Подготовка к пуску.

Перед пуском насоса необходимо проверить:

Положение запорного органа в вентилях отборов давления

Вентиль на системе утечек от торцевого уплотнения

Дренажные задвижки

Технологические задвижки

Проверить подтеки нефти и масла в насосном агрегате, трубопроводах и запорной арматуре

Проверить уровень нефти в емкости сбора утечек

Пуск.

Насос запускается следующим образом:

Установить систему автоматического регулирования давления в режим автоматического управления.

Нажать кнопку «Пуск».

По показаниям на мониторе контролировать параметры работы насосного агрегата: нагрузку, давление на всасе и выкиде, температуру подшипниковых узлов, параметры вибрации.

Остановка.

Остановка насосного агрегата производится кнопкой «Стоп». После остановки агрегата шаровые краны на всасывающем и напорном патрубках необходимо закрыть.



3. Техническое обслуживание и ремонт ПНА

Техническое обслуживание (ТО) (через 300-400 ч)

При техническом обслуживании подпорного насосного агрегата НПВ 3600-90, производится:

Провести внешний осмотр агрегата;

Проверить герметичность фланцевых соединений: крышки напорной и стакана; крышки напорной и контрфланца напорного трубопровода, трубопровода слива утечек, при необходимости подтянуть крепёжные детали;

Проверить наличие смазки и, при необходимости, дополнить или произвести замену смазки.

Текущий ремонт (ТР) (через 4500- 5000 ч)

Проведение текущего ремонта подпорного насосного агрегата НПВ 3600-90 определяется необходимостью осмотра подшипников качения и скольжения, торцового уплотнения, муфты соединительной.

Критерием ремонта являются нагрев подшипников качения более 80о С, повышенная утечка перекачиваемой среды через торцовое уплотнение, увеличение вибрации.

Во время текущего ремонта проверить:

Состояния торцового уплотнения, при необходимости произвести замену или ремонт отдельных частей;

Состояние подшипников качения, при необходимости произвести замену;

Состояние втулок подшипников скольжения, при необходимости произвести замену втулок скольжения;

Состояние соединительных элементов муфты , крепеж, при необходимости произвести замену;

Проверить центровку ротора насоса и электродвигателя, при необходимости отцентровать;

Произвести затяжку резьбовых соединений.

Средний ремонт (СР) (через 9000- 10000 ч)

Проведение среднего ремонта подпорного насосного агрегата НПВ 3600-90 заключается в восстановлении эксплуатационных характеристик насоса.

Критерием ремонта является снижение напора (КПД) насоса в такой степени, что экономически выгодно произвести восстановление величины зазоров в щелевых уплотнениях рабочего колеса и щелевом уплотнении переводного канала.

При среднем ремонте производится:

Полная разборка насоса (отсоединять спиральный отвод от переводного канала не рекомендуется).

Замена изношенных деталей: колец уплотнительных, защитных втулок, статорных втулок переводного канала, корпуса нижнего подшипника, верхнего радиально-упорного и промежуточного подшипников.

Балансировка ротора;

Работы, входящие в объём текущего ремонта.

Капитальный ремонт (КР) (через 18000- 20000 ч)

Проведение капитального ремонта подпорного насосного агрегата НПВ 3600-90 заключается в полной разборке и дефектации всех деталей насоса, в замене или ремонте всех составных частей с целью полного восстановления показателей с последующей сборкой, регулировкой и испытанием.

Капитальный ремонт рекомендуется выполнять силами стационарных ремонтных предприятий.

Диагностический контроль (ДК) (через 1800 ч)

8. Расчет напорной характеристики подпорного насоса марки НПВ

Как было сказано выше главной задачей подпорного насоса является взятие нефти из резервуара и подача её на вход основного насоса, перекачивающего нефть (или нефтепродукты) по трубопроводу. С помощью подпорных насосов создается избыточное давление (подпор) на входе в основные насосы станции, которое обеспечивает их бескавитационную работу, поскольку разности высотных отметок остаточного уровня взлива нефти в резервуаре (оси при?мо-раздаточного патрубка резервуара) и оси входного патрубка основного насоса не хватает, чтобы преодолеть довольно значительный кавитационный запас последнего, Необходимый кавитационный запас для подпорных насосов находится в пределах от 0,22 атм. (2,2 м) до 0,5 атм. (5 м) и может быть обеспечен за счет разницы высотных отметок уровня взлива «местного» остатка в резервуаре и оси входного патрубка насоса.

Напорная характеристика подпорных насосов выражается уравнением:

Hп в = h.п в + aп в • Q - bп в Q2, (1.1)

В отличие от основных магистральных насосов на перекачивающих станциях подпорные насосы соединяют как правило параллельно (расходы нефти в насосах суммируются, а напор, создаваемый каждым насосом, остается одним и тем же), для того чтобы обеспечит требуемый подпор при меньшей подаче в каждом из отдельно взятых насосов. Ведь, как известно, при параллельном соединении насосов общий поток жидкости разделяется на части, составляющие подачи этих насосов. Поэтому стремятся, чтобы либо производительность одного насоса, либо производительность нескольких (двух или трех) параллельно соединенных насосов была равна производительности (подаче) основного магистрального насоса. Наиболее распространённая схема соединения подпорных насосов - два работающих и один резервный.

Для подпорного насоса рассчитываются все те же характеристики, что и для основного насоса.



Заключение

В данном отчете было рассмотрены вопросы классификации насосов, дана общая характеристика, сооружение и монтаж подпорных насосов марки НПВ, проведено комплексное исследование эффективности вертикальных подпорных насосов их применения.

На основе анализа конструкции и опыта применения на НПС существующих подпорных насосов определенны основные показатели качества и сформулированы первоочередные требования безопасности, которым должна удовлетворять конструкция высокопроизводительных вертикальных подпорных насосов.

Подпорные насосы для нефтепродуктов сегодня являются обязательным оборудование в нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей промышленности. Они широко используются при добыче нефти. В настоящее время привод всех насосов нефтеперерабатывающих станций отечественных магистральных нефтепроводов осуществляется исключительно электроприводом. Благодаря, определенным преимуществом электропривода такая тенденция сохраняется. Это обусловливается достаточно высокой надежностью самого электродвигателя, относительно простой обслуживание, отработанной технологией его ремонта, наличием разветвленной сети энергосбережения и другими факторами.



Список использованных источников

1. Бабин Л. А. Типовые расчеты при сооружении трубопроводов: учебное пособие для вузов по специальности «Сооружение газонефтепроводное, газохранилищ и нефтебаз» / Л. А. Бабин, Л. И. Быков, В.Я. Волохов. - М.: Недра, 1979. - 176 с.

2. Кудинов В.И. Основы нефтегазового дела 2004

3. Шаммазов А.М. Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций. Учебник для вузов. -- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 404 с.

4. Якубчик П.П. Насосы и насосные станции "СПб ПГУПС" 1997

5. Бобровский, С. М. Соколовский. - М.:Недра, 1972.

6..http://www.bibliotekar.ru/spravochnik-117-nasos/1.htm

7.http://www.hms.ru/pumps_catalog/?SECTION_ID=382&ELEMENT_ID=65

8. http://files.stroyinf.ru/

9. http://www.oglib.ru/index.html

10. http://www.bibliofond.ru/

11. http://rushkolnik.ru/docs/214/index-1328945.html?page=4

12. Рубинов Н.З. Экономика трубопроводного транспорта нефти и газа. М., Недра, 1972.

13. Мацкин Л.А., Черняк И.Л., Илембитов М.С. Эксплуатация нефтебаз. М., Недра, 1975.

14. Перевощиков С.И. Насосные и компрессорные станции (Раздел "компрессорные станции"). Приложения к методическим указаниям. Тюмень, 1988.

Размещено на Allbest.ru

...