Эксплуатация НПС (НПВ 3600, оборудование системы сбора дренажа и утечек)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Эксплуатация нпс (НПВ 3600, оборудование системы сбора дренажа и утечек)

ВВЕДЕНИЕ

нефтеперекачивающий станция насос

Нефтеперекачивающая станция (НПС) представляет собой комплекс сооружений и устройств для приема, накопления и перекачки нефти по магистральному нефтепроводу и подразделяются по назначению на нефтеперекачивающие станции с емкостью и НПС без емкости.

1. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Состав сооружений НПС

В состав НПС входят следующие основные и вспомогательные установки и сооружения:

- магистральная насосная;

- маслохозяйство;

- сборник нефти сброса ударной волны утечек и дренажа;

- емкость для аварийного сбора нефти;

- насосы погружные высоконапорные;

- регуляторы давления;

- система сбора и утилизации нефтеутечек;

- система тепло- и электроснабжения;

- система контроля и управления;

- система водоснабжения, канализации и очистки сточных вод'

- система связи;

- система пожаротушения;

- служебно-эксплуатационный и ремонтный блок;

- открытая стоянка техники с воздухоподогревом;

- складские помещения;

- септик с насосной установкой;

- канализационная насосная станция нефтесодержащих стоков;

- канализационная насосная станция очищенных сточных вод;

- станция биологической очистки сточных вод со сборниками отстоянных сточных вод;

- сборник уловленной нефти с насосной установкой;

- узел приема и пуска средств очистки и диагностики.

1.2 Технологическая схема НПС

Рисунок 1.1 «Технологическая схема НПС»

1 - подпорная насосная; 2 - площадка фильтров и счетчиков; 3 - основная насосная; 4 - площадка регуляторов; 5 - площадка пуска скребков; 6 - резервуарный парк.

1.3 Требования НТД к оборудованию системы НПС и описание ее работы

Таблица 1.1. «Технические характеристики наноса НПВ-3600»

Параметр	Значение
Подача, мі/ч	3600
Напор, м	90
Допускаемый кавитационный запас,м	3.2
Частота вращения, об/мин	990
Мощность насоса, кВт	1085
КПД насоса, %	84
Тип насоса	НПВ



Схема 1.1. «Габаритные размеры насоса НПВ-3600»

Таблица 1.2. «Основные показатели двигателя»

L, мм	L1, мм	марка двигателя	основные показатели двигателя
			мощность, кВт	синхронная частота вращения, об/мин	напряжение, В	масса, кг
9150	2550	ВАОВ-5К-1250-6 УХЛ1	1250	990	6000	8350

Требования к предохранительным клапанам:

- Высокая надёжность;

- Обеспечение стабильности работы;

- Безотказное и своевременное открытие клапана в случае превышения рабочего давления в системе;

- Обеспечение клапаном требуемой пропускной способности;

- Осуществление своевременного закрытия с требуемой степенью герметичности в случае падения давления в системе и сохранения установленной степени герметичности при возрастании давления;

- Клапаны предохранительные с пружинной нагрузкой должны изготавливаться с номинальными диаметрами входного и выходного патрубков (DNвхода/DNвыхода) 25/40; 40/65; 50/80; 80/100; 100/150; 150/200; 200/300 и номинальным давлением входного патрубка PN 1,6 МПа, PN 2,5 МПа.

1.4 Техническое обслуживание и ремонт оборудования систем

Таблица 1.3. «Периодичность технического обслуживания, ремонтов и диагностического контроля насоса типа НПВ 3600»

Тип насоса	Периодичность, не более, ч
	ТО1	Планового2диагностического контроля	ТР	СР3	КР
НПВ 3600	400	2000	4000	12000	24000

Примечание - Для насосов, имеющих малую наработку в течение года (менее 500 ч), ТО проводится не реже 1 раза в 6 месяцев. 2 Плановый диагностический контроль (виброобследование) вспомогательных насосов осуществляется 1 раз в 3 месяца. 3 В таблице указана периодичность среднего ремонта насосов, вал которых имеет наработку менее 50000 ч. При наработке валов от 50000 ч до 72000 ч периодичность среднего ремонта насосов должна соответствовать периодичности дефектоскопии валов приведенной в таблице 1.4.

Таблица 1.4. «Периодичность дефектоскопического контроля валов насоса»

Тип насоса	Периодичность дефектоскопического контроля, ч
	При наработке вала до 50000 ч	При наработке вала от 50000 до 72000 ч
НПВ 3600	12000	8000

Текущий ремонт выполняется без вскрытия насоса. Средний ремонт предусматривает разборку насоса (без демонтажа с фундамента), при этом в зависимости от технического состояния проводится замена узлов и деталей, а также замена ротора. Капитальный ремонт насоса проводится с периодичностью, а также с выполнением дополнительных работ, определенных при диагностических контролях и во время текущего и среднего ремонта, технического освидетельствования (РД 153-39.4Р-124-02. Заменяемый после ремонта ротор должен пройти дефектоскопический контроль соответствующим оформлением формуляра, заключения или акта по форме приложения. Методика и технология дефектоскопии валов магистральных и подпорных насосов должна соответствовать РД153-39ТН-010-96. Валы магистральных и подпорных насосов после наработки 72000 часов эксплуатировать запрещено. Валы вспомогательных насосов подвергаются визуально-измерительному контролю при проведении ремонтов. При выявлении признаков наличия трещины вал подвергается дефектоскопическому контролю с применением ультразвукового, вихре токового, магнитопорошкового, капиллярного методов согласно технологии, представленной в РД 153-39ТН-010-96. Валы вспомогательных насосов с трещинами эксплуатировать запрещается.

Требования к контролю и отбраковке деталей общего назначения

Болты, гайки и резьбы:

- состояние резьбы проверяется внешним осмотром, на резьбе деталей не должно быть вмятин, забоин, выкрашиваний и срывов более 2-х ниток;

- грани головок болтов и гаек не должны иметь повреждений и износа более 0,05 мм.

Стопорные и пружинные шайбы:

- стопорные шайбы не должны иметь трещин и надрывов в местах перегиба;

- пружинные шайбы, бывшие в употреблении, могут быть использованы повторно, если они не потеряли своей упругости, которая характеризуется величиной развода концов шайб. Нормальный развод шайбы равен двойной ее толщине, допустимый - полуторной.

Перед установкой деталей в насос контролируется:

- состояние поверхностей сопряжения деталей насоса с корпусом;

- качество притирки партрения и состояние резиновых уплотнений торцовых уплотнений;

- надежность крепления рабочего колеса и втулок на валу;

- легкость вращения внутреннего кольца подшипника качения относительно наружного;

- диаметральные размеры обода рабочего колеса и уплотнительного кольца, размер щелевого зазора между указанными деталями согласно приложению У;

- чистота устанавливаемых деталей.

Нормативы технического обслуживания и ремонта

Таблица 1.5 «Нормы трудоемкости технического обслуживания и ремонта насоса»

Тип насоса	Трудоемкость, чел.-ч
	ТО	ТР	СР	КР
НПВ 3600	6	72	192	288

Таблица 1.6 «Нормы технологического резерва запасных частей насоса»

Наименование запасных частей	Единица измерения	Нормы технологического резерва
		для ЦБПО (БПО) на 10 единиц однотипного оборудования	для НПС, состоящей из 4-х НА, на один типоразмер
Насос типа НПВ 3600
Ротор в сборе	шт.	1	-
Подшипник промежуточный (кроме исполнения 2)	шт.	6	-
Подшипник радиально-упорный	шт.	6	2
Уплотнение торцовое	компл.	10	2
Кольцо трущейся пары	компл.	20	-
Пружина	компл.	10	-
Кольца и манжеты уплотнительные	компл.	20	-
Муфта (зубчатая, МУП, УКМ)	компл.	2	-

Техническое обслуживание и ремонт системы откачки утечек

В систему откачки утечек входит: запорная арматура, емкость утечек, насосы и нефтепроводы откачки утечек.

Технический осмотр системы откачки утечек проводится:

- дежурным персоналом НПС - 2раза в смену;

- инженерами служб - 1 раз в смену;

- заместителем начальника НПС- 1 раз в 2 дня;

- начальником НПС - 1 раз в месяц при общем обходе НПС.

При техническом обслуживании системы откачки утечек проводятся: промывка (пропарка) трубопроводов от отложений парафина и грязи; проверка герметичности разъемных соединений и целостности труб. Периодичность проведения технического обслуживания 1 раз в 6месяцев.

При капитальном ремонте производятся все работы, предусмотренные техническим обслуживанием, а также для трубопроводов системы откачки утечек - вскрытие и замена поврежденных и подвергшихся коррозии участков трубопровода, нанесение изоляции на вскрытые и замененные участки.

После капитального ремонта проводятся гидравлические испытания водой на прочность и плотность напорных участков трубопроводов давлением 1,25 Р_раб в течение 15 минут (где Р_раб- максимальное рабочее давление напорных участков).

Периодичность проведения капитального ремонта трубопроводов, системы откачки утечек определяется техническим состоянием, но не реже 1 раз в 10 лет.

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Определение характеристики магистрального насоса

Зависимость напора (Н) от подачи (Q) насоса выражается формулой

Н = a-bQ²(2.1)

где для насоса НМ 1250-260 с ротором 1,0 Q_Н диаметром раб.колеса 418 мм a= 291,9 b= 3,904310^-5

Таблица 2.1 Характеристика МН

H, м	291,9	282,1	269,9	252,9	230,9	204,05
Q, м3/ч	0	500	750	1000	1250	1500

2.2 Определение характеристики подпорного насоса

Аналогично для насоса НПВ 600-60 с диаметром раб.колеса 445 мм a= 74,7 b= 4,260010^-5

Таблица № 2 Характеристика ПН

H, м	74,7	72,04	68,7	64,05	58,1	50,7
Q, м3/ч	0	250	375	500	625	750

2.3 Определение характеристики нефтепровода

Исходные данные:

- наружный диаметр труб, мм530

- толщина стенки, мм7

- длина трубопровода, км90

- разность геодезических отметок ?z = ? 50 м;

- расчетная плотность нефти с_р= 860 кг/м³;

- расчетная кинематическая вязкость н_р= 25·10^-6 м²/с,

- конечный напор h_к=60 м

Графическое представление зависимости гидравлических потерь в трубопроводе от производительности перекачки H_тр(Q) называется гидравлической характеристикой трубопровода.

Потери напора на трение в трубопроводе определяются по формуле Дарси - Вейсбаха:

(2.2)

где л - коэффициент гидравлического сопротивления;

d- внутренний диаметр, м;

w- скорость движения жидкости, м/с;

g- ускорение свободного падения (= 9,81 м/с²).

l_тр- длина трубопровода, м

Суммарные потери в трубопроводе будут равны

H_тр =h_m+ ?z + h_к(2.3)

где ?z - разность геодезических отметок между конечной и начальной точками трубопровода, м

h_к - необходимый конечный напор, м

Определение коэффициента гидравлического сопротивления

В расчетах гидравлических потерь коэффициент гидравлического сопротивления определяется в зависимости от числа Рейнольдса (Re):

 (2.4)

(2.5)

где D- внутренний диаметр трубопровода; [м].где Q- секундный расход, м³/с;

w- фактическая скорость течения нефти в трубопроводе

н_р-расчетное значение кинематической вязкости [м²/сек]

при числах менее 2800 по формуле:

л=64/Re(2.6)

при числах от 2800 до Re₁ по формуле:

л=0,3164/Re^0,25(2.7)

при числах от до Re₂ по формуле:

л=B+(1,7/Re^0,25)(2.8)

Предельные значения Re₁, Re₂ и значения B приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3. Предельные значения и значения B

Наружный диаметр, мм	Re1	Re2	B
530	73000	3200000	0,0130
720	100 000	4 500 000	0,0124
820	110 000	5 000 000	0,0123
920	115 000	5 500 000	0,0122
1020	120 000	6 000 000	0,0121
1220	125 000	6 800 000	0,0120

Результаты расчетов приведены в табл. 2.4.

Таблица № 2.4. Характеристика трубопровода

H, м	0	114,6216	233,349	386,108	570,419	784,851
Q, м3/ч	0	500	750	1000	1250	1500

2.4 Определение режима работы НПС - нефтепровод

Таблица № 2.5 Характеристика ПС при работе 2 ПН параллельно

H, м	74,7	72,04	68,7	64,05	58,1	50,7
Q, м3/ч	0	500	750	1000	1250	1500

Таблица № 2.6. Характеристика ПС при работе 2 ПН параллельно + 1 МН

H, м	366,6	354,14	338,6	316,95	289	254,75
Q, м3/ч	0	500	750	1000	1250	1500

Таблица № 2.7. Характеристика ПС при работе 2 ПН параллельно + 2 МН последовательно

H, м	658,5	636,24	608,5	569,85	519,9	458,8
Q, м3/ч	0	500	750	1000	1250	1500

Таблица № 2.8. Характеристика ПС при работе 2 ПН параллельно + 3 МН последовательно

H, м	950,4	918,34	878,4	822,75	750,8	662,85
Q, м3/ч	0	500	750	1000	1250	1500

Рисунок 2.1. Совмещенные характеристики работы трубопровода и насосов

Из графика на рис. 2.1 можно определить

1 ПН - нефтепровод

Показатель	Величина
Производительность, м3/ч	300
Напор на выходе НПС, м	63
Давление на выходе НПС, МПа	0,532

2. ПН - нефтепровод

Показатель	Величина
Производительность, м3/ч	310
Напор на выходе НПС, м	65
Давление на выходе НПС, МПа	0,548
2 ПН + 1МН - нефтепровод
Показатель	Величина
Производительность, м3/ч	900
Напор на выходе НПС, м	320
Давление на выходе НПС, МПа	2,6997
2ПН + 2МН - нефтепровод
Показатель	Величина
Производительность, м3/ч	1190
Напор на выходе НПС, м	570
Давление на выходе НПС, МПа	4,809
2ПН + 3МН - нефтепровод
Показатель	Величина
Производительность, м3/ч	1400
Напор на выходе НПС, м	690
Давление на выходе НПС, МПа	5,821

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Шаммазов А.М., Александров В.Н., Гольянов А.И. и др. Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций. - М.: ООО Недра, 2016 - 404с.

2. Коршак А.А., Бикинеев В.А. Обслуживание и ремонт оборудования насосных и компрессорных станций - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2014 - 152с.

3. Закожурников, Ю.А. Транспортировка нефти, нефтепродуктов и газа: учебное пособие для СПО / Волгоград: Ин-фолио, 2010. - 432 с: ил.

4. Закожурников Ю.А. Хранение нефти, нефтепродуктов и газа: учебное пособие для СПО / Волгоград: Издательский Дом «Ин-Фолио», 2010. -- 432 с: илл.

5. РД 153-39.4-056-00. «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов»

6. РД 08.00-60.30.00-КТН-016-1-05 «Руководство по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций»

7. Пименов В.И. Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине «Насосы и перекачивающие станции» - «Самарский государственный технический университет», 2014.

Размещено на Allbest.ru

...