Эксплуатация основного оборудования на НПС "Борисово"

Размещено на http://www.allbest.ru/

2

Министерство образования и науки Республики Башкортостан

ГАПОУ Уфимский топливно-энергетический колледж

Пояснительная записка

к курсовому проекту

Эксплуатация основного оборудования на НПС "Борисово"

по специальности 21.02.03 Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ



Cодержание

Введение

1. Технологическая часть

• 1.1 Назначение и характеристика объекта
• 1.2 Основные физические свойства нефти
• 1.3 Основное оборудование НПС
• 1.4 Кавитация в ЦБ насосах
• 1.5 Пуск, останов ЦБ насоса

2. Расчетная часть

• 2.1 Расчет объема РП
• 2.2.Подбор насосного оборудования
• 2.3 Пересчет характеристик насоса с воды на нефть
• 2.4 Определение необходимого давления на входе в насос
• Список использованной литературы



Введение

Транспорт является важнейшей сферой общественного производства. Развитие экономики любой страны, нормальная производственная деятельность всех ее участков зависит от четкой работы транспорта по своевременной доставке сырья и готовой продукции. Для обеспечения этой деятельности и других разнообразных потребностей необходимо иметь высокоразвитую, оснащенную самой передовой техникой систему путей сообщения всех современных видов транспорта.

Топливно-энергетический комплексоснова развития всех отраслей экономики России. Важным его элементом является система магистральных трубопроводов для транспорта нефти, газа и продуктов их переработки. Из за географического расположения месторождений нефти и газа в России и их потребителей, этот вид транспорта выходит на первое место среди всех остальных, поскольку , только трубопроводным транспортом можно обеспечить равномерную и бесперебойную поставку значительного количества нефти, газа и нефтепродуктов при минимальных экономических затратах.Трубопроводный транспорт России имеет более чем вековую историю, и его появление обязано началу промышленному освоению нефтяных месторождений Баку и Грозного истоков создания трубопроводного транспорта стоял Д.И. Менделеев считавший что только построив трубопровод, можно создать надежную основу развития нефтяной промышленности и вывести Российскую нефть на мировой рынок. Важнейшей составной магистральных нефтегазопроводов являются насосные и компрессорные станции, без надежной работы которой невозможна поставка нефти, нефтепродуктов и газа от мест добычи к потребителям.

Уровень эффективности магистрального трубопровода определяется качественным обслуживанием его линейной части, степенью использования на нефтеперекачивающей станции оборудования и его паспортных характеристик, своевременным обслуживанием и ремонтом.Современная насосная станция магистрального трубопровода является высокоэнергетическим объектом, и повышение КПД на 1% дает значительный экономический эффект.

Основная задача - повысить эффективность трубопроводного транспорта, сокращать утечки через концевые уплотнения и переток по разгрузочным линиям, предотвращать остановки магистральных насосов по причине неисправности вспомогательных устройств и выхода из строя некоторых узлов самого насоса.

В данном курсовом проекте рассматривается эксплуатация оборудования на НПС «Борисово» магистрального нефтепровода с годовой производительностью 90 млн.т/год, по которому перекачивается нефть с плотностью 866 кг/м³.

1. Технологическая часть

1.1 Назначение и характеристика объекта

Нефтеперекачивающие станции подразделяются на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). Головная нефтеперекачивающая станция предназначена для приема нефти с установок ее подготовки на промысле или из других источников и последующей закачки нефти в магистральный нефтепровод и находится в начале трубопровода. Промежуточные станции обеспечивают поддержание в трубопроводе напора, достаточного для дальнейшей перекачки. нефть давление насос трубопровод

На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие технологические операции: прием и учет нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуарах; внутристанционные перекачки нефти (из резервуара в резервуар); закачка нефти в магистральный трубопровод; пуск в трубопровод очистных и диагностических устройств. На ГНПС может производиться подкачка нефти из других источников поступления, например, из других нефтепроводов или попутных нефтепромыслов. ГНПС отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода.

На промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения ее дальнейшей перекачки. При работе ПНПС' в режиме «из насоса в насос» (т.е. режиме, при котором конец предыдущего участка нефтепровода подключен непосредственно к линии всасывания насосов следующей НПС) промежуточные НПС не имеют резервуарных парков; в других случаях, когда перекачка ведется через резервуары или с подключенными резервуарами такие парки на ПНПС имеются. На ПНПС устанавливаются также системы сглаживания волн давления и защиты от гидравлических ударов.

К основным объектам входящих в состав НПС относят: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учета нефти с фильтрами; магистральная насосная; узел регулирования давления и узлы с предохранительными устройствами; камеры пуска и приема очистных устройств; технологические трубопроводы с за­порной арматурой.

Нефтеперекачивающие станции располагаются на нефтепроводах с интервалом 70--150 км. Перекачивающие (насосные) станции нефтепроводов и нефтепродуктопроводов оборудуются, как правило, центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12500 м³/ч. В начале нефтепровода находится головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел разбросанный на большой территории, ГНПС отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода. Если длина нефтепровода превышает 800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100 -- 300 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования.

Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3--1,5 суточной пропускной способности трубопровода. Как головная, так и промежуточные насосные станции с резервуарными парками оборудуются подпорными насосами. Аналогично устройство насосных станций магистральных нефтепродуктопроводов.

Со времени своего создания нефтеперерабатывающая станция «Борисово» имеет в районе статус самого надежного, благополучного и высокотехнологичного предприятия. Год от года здесь улучшались условия труда. Проходили десятилетия, и станция все больше приобретала вид современного предприятия. Дисциплина, ответственность, качество работы - этот фундамент заложили на НПС в 1981 году, когда начиналось ее строительство.

Всего на территории области, на расстоянии 100 километров друг от друга, расположено пять нефтеперекачивающих станций. Основное назначение каждой - забрать нефть из трубопровода с низким напором и с помощью насосов увеличить его для дальнейшей транспортировки нефти. Наша - одна из тех, что стоит на пути следования «черного золота» из Сургута в Полоцк.

На территории станции располагается более десятка технических объектов. Самые крупные из них - операторная, узел связи, магистральная насосная станция, комплексная трансформаторная подстанция, котельная, вахтово-жилищные комплексы из двух строений на 12 и 16 комнат.

НПС «Борисово» во всех отношениях организация автономная. Здесь своя аварийная станция электроснабжения, система обеспечения безопасности, связь, автоматическая система пожаротушения. По-прежнему регулярный контроль за всесторонней деятельностью станции осуществляет Великолукское районное нефтепроводное управление ОАО «Балтнефтепровод».

Работники НПС обслуживают не только оборудование станции, но и вдольтрассовую высоковольтную линию, электрохимзащиту трубы, обеспечивают охрану и безопасность трубопровода на территории нескольких районов нашей области, -- говорит начальник НПС «Борисово» Ю.Л. Гаврилов. -- Большинство из них опытные специалисты, проработавшие на станции не один десяток лет.

Следует отметить, операторная - самый ответственный участок. От способности и умения операторов принять правильное решение зависит благополучная и бесперебойная перекачка нефти по металлическим «артериям».[10]



1.2 Основные физические свойства нефти

Нефть представляет собой природную маслянистую, легковоспламеняющуюся жидкость с характерным запахом, от светло-желтого до коричнево-бурого и черного цвета (иногда встречается изумрудно-зеленая и даже практически бесцветная нефть).

Так как нефть является сложной смесью углеводородов и гетероатомных соединений, говорить о каких-либо константах для данной субстанции не представляется возможным. По этой же причине физические свойства нефти находятся в строгой зависимости от ее химического и фракционного составов. Кроме того, на свойства нефти могут оказывать влияние внешние факторы, такие, например, как условия хранения, неправильное соблюдение которых приводит к испарению легких фракций и т.п.

Тем не менее, нефть характеризуется определенным набором физических параметров, которые позволяют контролировать качество нефти, классифицировать нефть, оценивать ее стоимость, а также рассчитывать и проектировать нефтепроводы, перерабатывающую и другую технологическую аппаратуру.

Стоит отметить, что физические свойства нефти, находящейся глубоко в пласте, значительно отличаются от свойств уже поднятой на поверхность и дегазированной нефти. Это объясняется влиянием на залегающую нефть давления, температуры, а также наличием растворенного газа. Физические характеристики пластовой нефти, в свою очередь, необходимо знать при расчете запасов нефти и газа, составлении технологических схем разработки месторождений и выборе метода извлечения нефти.

Основные физические свойства нефти:

- плотность;

- вязкость;

- молекулярная масса;

- температура застывания;

- температура вспышки;

- температура воспламенения;

- тепловые свойства;

- оптические свойства;

- электрические свойства.

Под плотностью обычно понимают массу вещества, заключенную в единице объема. Соответственно размерность этой величины - кг/м³ или г/см³.Плотность большинства нефтей меньше единицы и колеблется в диапазоне от 0,80 до 0,90. Высоковязкие смолистые нефти имеют плотность близкую к единице. На величину плотности нефти оказывает существенное влияние наличие в ней растворенных газов, количество смолистых веществ и фракционный состав. Плотность фракций нефтей плавно увеличивается по фракциям.

Под вязкостью понимают свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении или силу сопротивления смещения одного слоя жидкости по отношению к другому. Это свойство еще называют внутренним трением жидкости или газа.Вязкость нефти колеблется в широких пределах и зависит от пластового давления, температуры и растворенного в нефти газа.

Молекулярная масса - это масса одной молекулы вещества, выраженная в атомных единицах массы.

Температурой застывания называется такая температура, при которой нефтепродукт в строго стандартных условиях испытания теряет свою подвижность. Потеря подвижности нефтепродуктов может быть вызвана либо выделением твердых парафиновых углеводородов, либо повышением их вязкости при низких температурах. Температура застывания нефтепродуктов имеет большое значение как для транспортировки, так и для их применения.

Температура застывания, определенная по стандартной методике, считается весьма приближенным показателем и не соответствует температуре потери подвижности нефтепродукта в условиях практического применения. Однако эта методика является простой и применяется для контроля качества нефтепродуктов. Застывание нефтепродукта связано с наличием в нем твердой фазы (выкристаллизовавшихся при низких температурах твердых углеводородов).

Температурой вспышки называется температура, при которой нефтепродукт, нагреваемый в стандартных условиях, выделяет такое количество паров, которое образует с окружающим воздухом горючую смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени.

Температура воспламенения -- наименьшая температура вещества, при которой пары над поверхностью горючего вещества выделяются с такой скоростью, что при воздействии на них источника зажигания наблюдается воспламенение.Температуру воспламенения определяют на том же приборе (в открытом тигле), что и температуру вспышки.Главнейшим свойством нефти и горючих газов, принесшим им мировую славу исключительных энергоносителей, является их способность выделять при сгорании значительное количество теплоты.Теплота сгорания характеризует количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости. Различают и низшую теплоту сгорания. Высшая теплота сгорания - это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости при наличии в ней влаги. Низшая теплота сгорания - это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости за вычетом тепла направленного на испарения воды и влаги. С увеличением молекулярной массы газообразного углеводорода, влажности, молекулярной массы фракций теплота сгорания растет.

К оптическим свойствам нефти и нефтепродуктов относятся цвет, коэффициент лучепреломления, удельная рефракция, оптическая плотность и активность. Все эти показатели существенно зависят от химической природы вещества, поэтому оптические свойства нефтепродуктов косвенно характеризуют их химический состав.Цвет нефти меняется от светло-желтого до темно-коричневого и черного.Для определения цвета пользуются различными приборами, называемыми колориметрами.Лучепреломление или рефракция - явление изменения направления и скорости световых лучей при переходе из одной среды в другую.

Оптическая активность - это свойство нефтепродуктов поворачивать вокруг оси (вращать) плоскость луча поляризованного света (главным образом вправо). Измерение угла вращения проводят с помощью поляриметров.

Исходя из своих физических свойств, нефть и другие нефтепродукты - это диэлектрики. Перекачивая или перевозя нефтепродукты в транспортных средствах, мы провоцируем возникновение трения между слоями и частицами и трения с трубопроводами, цистернами и другими резервуарами, вследствие чего происходит образование электрического заряда, величина которого может доходить до нескольких тысяч вольт. Другими словами, образуется статическое электричество. Его разряд в виде искры может стать причиной воспламенения или даже взрыва паров нефтепродуктов в результате их взаимодействия с воздухом.

Для того, чтобы подобного не произошло, трубопроводы, резервуары, сливо-наливное оборудование, причалы, железнодорожные тупики заземляются. Величина электрического сопротивления заземляющих контуров и механизмов при этом не должно быть выше 100 Ом.Если в нефти присутствует вода, кислоты, щелочи и соли, то она делается электропроводной. Электропроводимость обусловлена степенью содержания в нефтепродуктах данных примесей и равномерностью их смешения, то есть качеством нефтяной эмульсии.[11]



1.3 Основное оборудование НПС

Основное оборудование НПС - это оборудование, при помощи которого осуществляется непосредственная перекачка нефти по трубопроводу. Главным из них являются подпорные и основные насосы. На головных и промежуточных станциях кроме основных и подпорных насосов в составе основного оборудования имеется еще ряд вспомогательных элементов они непосредственно в перекачке не участвуют, однако необходимы. Подпорные и основные насосы вместе со вспомогательным оборудованием насосного цеха образуют объекты основной группы.

В практике трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов в качестве основных (магистральных) насосов используются центробежные насосы преимущественно типа НМ. Центробежные магистральные насосы типа НМ делятся на секционные и спиральные.

Насос магистральный - представляет собой гидравлическую машину, которая предназначена для перекачки нефти, а также нефтепродуктов, по технологическим, магистральным и вспомогательным трубопроводам. Трубопровод, в свою очередь, представляет собой некое искусственное сооружение, которое требуется для транспортировки жидких и газообразных веществ, а также твердого топлива и твердых веществ за счет разницы давлений в поперечных сечениях трубы. Магистральные насосы могут создавать очень высокие напоры, и они характеризуются надежностью беспрерывной работы, а также экономичностью эксплуатации. В СССР, начиная с 1967 года, выпускаются насосы магистральные серии НМ.

Центробежные насосы --основные насосы применяемые на НПС «Борисово».

В центробежных насосах жидкость движется в осевом направлении от всасывающего патрубка к центральной части рабочего колеса. В рабочем колесе поток жидкости поворачивается на 90° и симметрично относительно оси вращения растекается по каналам вращающегося колеса 1, образованным стенками переднего и заднего дисков 5 и рабочими лопастями 2. Рабочие лопасти предают жидкости энергию привода насоса. Статическое давление в ней и ее скорость возрастают. Из рабочего колеса 1 поток жидкости выходит под некоторым углом к касательной его наружного диаметра. Общее направление движения потока при этом совпадает с направлением вращения рабочего колеса. Далее по спиральному отводу 3 жидкость поступает в конический диффузор 4, где ее кинематическая энергия преобразуется в потенциальную.

Общие технические условия на насосы для трубопроводов регламентируются ГОСТ 12124 -- 80. Насосы центробежные нефтяные для магистральных трубопроводов. 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. Насосы в таблице размещены в порядке возрастания подачи от 125 до 10000 м³/ч. Наибольшую подачу обеспечивает насос НМ 10000-210, расшифровка обозначения которого читается так: «Насос магистральный с подачей 10000 м³/ч и напором 210 м».

1 - рабочее колесо;2-рабочие лопасти; 3-спиральный отвод;4-конический диффузор; 5-диски

Рисунок 1 - Принцип действия центробежного насоса.

Насосы с подачей до 1250 м³/ч -- секционные, многоступенчатые; с подачей более 1250 м³/ч -- одноступенчатые, спиральные, двустороннего входа, имеющие от одного до трех сменных роторов на подачи 0,5•Q, 0,7•Q, 1,25•Q (Q -- номинальная подача насоса).

Все насосы нормального ряда, имеющие единую частоту вращения 3000 об/мин, изготавливают в горизонтальном исполнении; при разборке их не требуется отсоединения входного и выходного патрубков.

Проектирование насосов на максимально возможную частоту вращения (3000 об/мин) для электродвигателей, работающих на токе частотой 50 Гц, обусловлено тем, что при дальнейшем увеличении частоты вращения вала возрастает скорость входа жидкости в насос, что приводит к возникновению кавитации.

Технические требования к насосам магистральных трубопроводов регламентированы Государственными стандартами, в соответствии с которыми насосы можно использовать для перекачки нефти и нефтепродуктов с кинематической вязкостью не выше 310^-4 м²/с, с содержанием механических примесей по объему не более 0,05 % и размером не более 0,2 мм. [2, стр.25-27]

Схематично конструкция основного центробежного насосаНМ 10000-210для магистральных трубопроводов представлена на рисунке 2.



1 - вал; 2 - корпус; 3 - крышка корпуса; 4 - втулка вала; 5 - рабочее колесо; 6 - щелевое уплотнение; 7 - торцевое уплотнение; 8 - подшипник скольжения; 9 - радиально-упорный подшипник

Рисунок 2 -Насосмагистральный типа НМ 10000-210

Для обеспечения необходимого напора на входе основных насосов используют подпорные насосы. Подпорные насосы в основном соединяют параллельно. В настоящее время на насосных станциях в качестве подпорных применяют насосы типа НД, НМП и НПВ.

Насосы ряда НД эксплуатируют на трубопроводах постройки прошлых лет. Насос НД -- одноступенчатый с рабочим колесом и двусторонним входом для жидкости. Корпус насоса имеет горизонтальный разъем вдоль оси стального вала. Наиболее часто используемый насос НДсН имеет подшипники скольжения с разъемом в горизонтальной плоскости. Маркировка этого насоса означает: первая цифра -- диаметр напорного патрубка в мм, уменьшенный в 25 раз; Н -- насос; Д-- рабочее колесо двустороннего входа; индексы "в" и "с" -- соответственно высоконапорный и средненапорный; Н -- нефтяной.[7, стр.86]

Рисунок 3 - Насосный агрегат серии НМ

Наибольшее распространение имеют насосы НМП -- центробежные, горизонтальные, спиральные, одноступенчатые. Так же эти насосы применяются в качестве подпорных на НПС «Борисово». Основные элементы насоса -- корпус, ротор, торцевые уплотнения и подшипниковые опоры. Как и у основных насосов, приемный и напорный патрубки расположены в нижней части корпуса, имеющего горизонтальный разъем.

Рабочее колесо -- литое, вход для жидкости -- двусторонний. Бескавитационная работа обеспечивается установкой перед входом в рабочее колесо литых предвключенных колес. Опорами ротора являются подшипники качения. Частота вращения вала насосов ряда НМП около 1000 об/мин. Марка насосов расшифровывается следующим образом: НМП 3600-78 -- насос магистральный подпорный с подачей 3600 м³/ч и напором 78 м.

Широко применяются на магистральных нефтепроводах вертикальные подпорные насосы ряда НПВ. Насосы данного ряда -- центробежные вертикальные предназначены для установки на открытых площадках и могут работать при температурах от -- 50 °С до +45 °С. Вертикальные насосы опускают в колодец, заполненный нефтью. Двигатель расположен вертикально и работает на открытом воздухе. В качестве двигателей используют вертикальные, асинхронные, короткозамкнутые электродвигатели во взрывозащищенном исполнении с частотой вращения вала 1500 об/мин и напряжением 10 кВт.[2,cтр.32-36]

1 - стакан; 2 - спиральный корпус; 3 - переводной канал; 4, 7 - напорные секции; 5 - крестовина; 6, 9 - подшипники скольжения; 8 - напорная крышка; 10 - сдвоенные радиально-упорные шарико­подшипники; 11 - фонарь; 12 - торцовые уплотнения; 13 - вал; 14, 18 - подводы; 15, 17 - предвключенные колеса; 16 - рабочее колесо

Рисунок 4 - Подпорный вертикальный насос типа НПВ

Основные насосы на НПС соединяются между собой главным образомпоследовательно. При этом допускается иметь не более трёх рабочих насосов, исходя из прочности агрегатов. В дополнение к трём рабочим насосам на станциях устанавливается по одному резервному агрегату.

Рисунок 5 - Последовательное соединение насосов

В отдельных случаях, например, при прохождении в одном коридоре нескольких нефтепроводов, на НПС параллельно уложенных магистралей помимо последовательного соединения насосов предусматривается возможность перехода к смешанной параллельно-последовательно схеме соединения всех четырёх агрегатов, включая резервный, а также переход к параллельной схеме работы насосов.

Такие возможности предусматриваются на аварийный случай. При выходе из строя какой-либо НПС, соседняя с ней станция на параллельной магистрали переводится на смешанную или параллельную работу насосов.

При этом к станции подключаются сразу два нефтепровода - собственный нефтепровод рассматриваемой станции и нефтепровод аварийной НПС. Отмеченное позволяет не прекращать перекачку по аварийному нефтепроводу и поддерживать его производительность на достаточно удовлетворительном уровне.



Рисунок 6 - Параллельное соединение насосов

Подпорные насосы соединяются между собой только параллельно. Восновном на подпорной станции используется один или два рабочих насоса и один резервный.[3, стр.65-66]

1.4 Кавитация в ЦБ насосах

Наличие развитых кавитационных явлений в тех или иных элементах проточной части насоса приводит к кавитационному разрушению поверхности его деталей. Интенсивность кавитационной эрозии зависит от формы кавитации, степени ее развития и продолжительности работы насоса в кавитационном режиме. Наличие взвешенных наносов в воде, перекачиваемой насосом, вызывает абразивное разрушение его рабочих органов. Интенсивность этого вида разрушения определяется концентрацией наносов, их гранулометрическим и минералогическим составом, формой частиц, длительностью воздействия взвесенесущего потока на детали насоса и материалом, из которого эти детали изготовлены. При одновременном воздействии кавитации и наносов общий износ насосов, как правило, увеличивается.

Технико-экономические последствия износа насосов вследствие кавитации и истирания взвешенными наносами проявляются двояко. Во-первых, это ухудшение энергетических характеристик насосов (снижение напора и КПД) и связанное с этим увеличение потребляемой электроэнергии. Если при этом принять во внимание, что стоимость электроэнергии для насосных станций достигает 90 % общих эксплуатационных расходов, то становится понятным, что поддержание высокого КПД оборудования имеет решающее значение для экономичности работы насосных станций. Во-вторых, это значительные затраты труда и материалов на ремонтные работы по устранению последствий износа деталей проточной части насосов. Общие дополнительные затраты средств получаются столь большими, что приобретают самостоятельное технико-экономическое значение.

Ряд экспериментальных исследований и опыт эксплуатации насосов различных типов позволяет с определенной степенью точности установить наиболее характерные элементы проточной части насосов, подверженные кавитационной эрозии, абразивному разрушению и совместному кавитационно-абразивному износу.

Рабочим органом центробежных насосов, подверженным наиболее сильному износу, является лопастное колесо. Турбулентное перемешивание потока, вызываемое конструктивными особенностями колеса, а также содержание в воде нерастворениого воздуха и газов являются причинами возникновения и развития кавитации при давлениях в потоке, превышающих давление паров воды при данной температуре. Развитые кавитационные явления приводят к эрозионным разрушениям элементов колес. Интенсивность этих разрушений резко возрастает при содержании в воде взвешенных наносов.



1 - область кавитационной эрозии; 2 - зона гидроабразивного наноса; 3 -области совместного воздействия кавитации и наносов

Рисунок 7 - Зоны износа рабочих органов центробежных насосов

На рисунке7, а показаны зоны разрушения лопастей и наружного диска рабочего колеса центробежного насоса консольного типа, вызванные кавитационной эрозией и абразивным воздействием взвешенных частиц. На рисунке7, бив показаны зоны разрушения элементов центробежных насосов с рабочими колесами открытого типа и двустороннего входа.

Отводы центробежных насосов подвержены лишь абразивному износу, при этом максимальная интенсивность износа наблюдается в зоне так называемого расчетного сечения (в местах сопряжения спиральной части и напорного патрубка). Особую группу составляют детали, изнашивающиеся в результате движения взвесенесущей воды из напорной полости в область с меньшим давлением, уплотнения, сальниковые устройства, подшипники и т. д.



Рисунок8 - Зоны износа рабочих органов осевого насоса потока и угла установки лопаток

Характерные места износа рабочих органов осевых насосов показаны на рисунке8. Наиболее сильному разрушению подвержены внутренние поверхности камер рабочих колес. Вследствие отрыва потока, вызванного несоответствием угла набегания возможно усиленное разрушение лопаток выправляющего аппарата.

Интенсивность износа элементов проточной части насосов вследствие кавитационно-абразивного износа оборудования в большинстве случаев является сложной задачей, для обоснованного решения которой в начальный период эксплуатации насосной станции на основе анализа конкретных условий должны быть проведены следующие мероприятия:

- найдены режимы работы насосов, удовлетворяющие максимальной экономичности работы станции в целом и исключающие вообще или ослабляющие интенсивность кавитационно-абразивного разрушения деталей;

- выявлены режимы работы, при которых наиболее возможно кавитационно-абразивное разрушение оборудования;

- определена экономически оправданная продолжительность межремонтного периода эксплуатации с учетом изменения энергетических характеристик оборудования вследствие износа и стоимости капитально-восстановительного ремонта.

Поскольку интенсивность кавитационного и абразивного разрушения, как это установлено многочисленными исследованиями, находится в прямой степенной зависимости от скорости потока, то экономичность и надежность работы насосных станций во многом зависят от выбора режимов эксплуатации их оборудования. В имеющихся в настоящее время инструктивных материалах (ГОСТах, СНиП и различных ведомственных указаниях) отсутствуют рекомендации по выбору режимов работы насосов с учетом содержания в воде абразивных частиц.

Способы борьбы с кавитацией

Воизбежание опасности возникновения кавитации в ЦБ насосах рекомендуется соблюдать как минимум следующие условия:

- давление в потоке жидкости должно быть больше давления насыщенных паров;

- режим течения жидкости по возможности следует оставлять ламинарным;

- температура рабочей жидкости не должна превышать значение, при котором может начаться образование газовых пузырьков;

- максимально возможно ограничить попадание воздухаврабочую жидкость;

Радикальным способом борьбы с кавитацией в насосах является применение подпорных насосов.

Для уменьшения разрушающего эффекта кавитации используют противоэрозионные материалы, специальные покрытия из бронзы, хрома и др.

Самыми стойкими к гидравлической эрозии показали себя титан, бронза и нержавеющая сталь, а наименее стойкими - чугун и углеродистая сталь.

Полностью устранить разрушительное действие кавитации путем применения стойких против коррозии материалов не представляется возможным.[8, стр.1-5]

1.5 Пуск,останов ЦБ насоса

Управление НПС может осуществляться в двух режимах: местном или дистанционном (телемеханическом). Выбор режимаосуществляется с помощью соответствующего ключа, установленного на лицевой части общестанционной панели. Основным режимомуправления является телемеханический режим управления из РДП. Перевод ключа в местный режим выполняется дежурнымперсоналом при производстве работ и в аварийных ситуациях по согласованию с диспетчером РДП.

Местное управления НПС осуществляется в трех режимах:

- кнопочный (ручной) - насосный агрегат и задвижки управляются отдельными кнопками на щите управления;

- автоматический - пуск и остановка агрегата происходит по заданной программе при нажатии кнопки «Пуск» («стоп»). При аварии и

- срабатывании защит агрегат останавливается автоматически;

- автоматический резерв - насосный агрегат включается автоматически при остановке по защите любого из работающих насосных

агрегатов.

Пуск насосного агрегата.

Насосный агрегат пускают в работу в следующей последовательности:

- включают вспомогательные системы: водяные насосы системы охлаждения, маслонасосы централизованной системы смазки, а также вентиляторы систем обдува электродвигателей (при пуске всего насосного цеха должна быть включена система его вентиляции);

- закрывают задвижку на напорной линии (напорная задвижка);

- если насос запускают из «холодного» резерва, то его необходимо заполнить перекачиваемой жидкостью;

- включают электродвигатель;

- когда в напорном патрубке установится паспортное значение давления (но не более чем через 1 минуту), открывают напорную задвижку, выводя насос на рабочий режим.

Во время пуска необходимо следить за показаниями амперметра, не допуская перегрузки электродвигателя.

Следует отметить, что кроме пуска на закрытую нагнетательную задвижку применяют также пуск насосных агрегатов на открытую и открывающуюся (то есть приоткрытую) напорную задвижку. В первом случае по сравнению с классическим пуском на закрытую напорную задвижку отсутствует гидравлический удар при пуске, значительно уменьшается время выхода насоса на рабочий режим, снижается давление в его нагнетательной линии (что снижает амплитуду цикличности ее нагружения, облегчает работу торцовых уплотнений). Однако потребляемая при этом мощность больше. Поэтому пуск на открытую задвижку применяется там, где позволяют пусковые характеристики электродвигателей.

Попыткой объединить достоинства пуска насосного агрегата на закрытую и на открытую задвижки является применение пуска на открывающуюся (приоткрытую) напорную задвижку.

Пуск насосной станции начинают с пуска подпорных насосов. Следующим запускается (как только давление в его всасывающем патрубке достигает заданной величины) основной насосный агрегат, который в группе расположен последним по ходу перекачиваемой жидкости. Далее последовательно включаются основные насосы - предпоследний, предшествующий ему. В этом случае все переходные процессы, связанные с пуском основных насосов, протекают в один раз.[12]

Пуск насосных агрегатов производится после выполнения всех подготовительных мероприятий, указанных в «Инструкции по пуску иостановке насосной станции», а также после проверки нормальной работы всех вспомогательных систем (маслосмазки, САР и др.) попараметрам контрольно-сигнальной аппаратуры.

Останов насосного агрегата

Останов насосного агрегата производится в последовательности, обратной егопуску:

- отключение электродвигателя;

- закрытие задвижек на напорной и всасывающей линиях;

- отключение вспомогательных систем.

Пуск в кнопочном (ручном) режиме.

При пуске насосного агрегата в кнопочном режиме ключ выбора режима управления на общестанционной панели устанавливается вположение «местное», а на панели запускаемого агрегата в положение «кнопочное».

Пуск насосного агрегата производится в следующей последовательности:

- кнопкой «пуск» открыть задвижку на приеме агрегата;

- нажать кнопку «пуск» на открытие задвижки на нагнетании агрегата;

- убедившись, что задвижка пошла на открытие, нажать кнопку «пуск» на включение насосного агрегата.

Ход разворота агрегата и его работа контролируется по показаниям амперметра и приборов давления.

Остановка насосного агрегата производится кнопкой «стоп», закрытие агрегатных задвижек кнопкой «закрытие».

Пуск в автоматическом режиме

При пуске в автоматическом режиме ключ выбора режима управления на общестанционной панели устанавливается в положение«местное», а на панелинасосного агрегатавыбираемого на запуск в положение «автоматическое». На остальных агрегатах ключвыбора режима остается в положении «кнопочный».

Контроль за ходом выполнения программы запуска агрегата осуществляется по исполнительной сигнализации.

Остановка в автоматическом режиме производится при срабатывании защит, а также нажатием кнопки «остановка».

Пуск насосного агрегата из состояния аварийного резерва (режим АВР)

Номер агрегата, устанавливаемый в режим АВР, определяется начальником смены по согласованию с диспетчером РДП.Подготовку насосного агрегата в режим АВР производят согласно инструкции «Подготовка к запуску агрегатов в режиме АВР».На панели насосного агрегата переключатель выбора режима работы устанавливается в положение «резерв», после чего нажимаетсякнопка «пуск агрегата» и контролируется ход выполнения программы установки агрегата в резерв. При этом задвижки на приеме инагнетании агрегата открываются, что сигнализирует о завершении операции постановки агрегата в резерв. Ключ выбора режимаработы на агрегатной панели щита управления устанавливается в положение «автоматический».

Дистанционный режим управления НПС

Дистанционное управление НПС осуществляется из РДП.Для этого ключ выбора режима управления на общестанционной панели устанавливается в положение «дистанционное».При получении команды на включение насосного агрегата из РДП по системе ТМ происходит запуск НПС по программе автоматическогорежима.Остановка НПС осуществляется по команде из РДП по системе ТМ.

Меры безопасности при остановке насосного оборудования

При остановке насосного оборудования следует соблюдать следующие требования безопасности:

- остановка насоса на ремонт и его разборка должна производится с разрешения начальника станции или лица, его заменяющего ив соответствии с действующими инструкциями;

- по окончании перекачки задвижки на приеме и нагнетании насоса должны быть закрыты.

При переключении насосов с рабочего на резервный и обратно необходимо соблюдать следующие требования безопасности:

- при переключении с работающего насоса на резервный должны быть проверены правильность открытия соответствующихзадвижек и подготовленность насоса к пуску;

- при необходимости ремонта насоса, находящегося в резерве, привод электродвигателя должен быть обесточен, а на пусковомустройстве электродвигателя вывешена табличка «Не включать - работают люди». Снимать табличку можно только с разрешения диспетчера НПС или лица, его заменяющего.

Пускать агрегат с вывешенной предупредительной табличкой запрещается:

- ремонт горячего насоса, выведенного в резерв, следует начинать только после того, как температура корпуса его не превышает 45 °С;

- резервные насосы должны находится постоянно в таком состоянии, чтобы они были готовы к пуску в кратчайшее время после остановки рабочего насоса.

Все вышеуказанные операции по пуску, эксплуатации и остановке насосов выполнять с учетом требований инструкции завода-изготовителя по эксплуатации конкретного оборудования.[10, стр.3-5]

2. Расчетная часть

2.1 Расчет объема РП

1.Определим суточную производительность:

гдеG -годовая производительность, 90 млн. т/год;

350 - количество рабочих суток в году

с -плотность нефти, 866 кг/м³

2. Определим объем резервуарного парка на НПС «Борисово». Исходим из того, что на НПС необходимый объем резервуарного парка принимается примерно равным (23) производительности нефтепроводов.

3. Определим количество резервуаров на НПС. Для этого полученное значение делим на известные объемы резервуаров: 5000, 10000, 20000, 50000.

где V_р - полезный объем резервуара, м³;

V - объем резервуарного парка

Оптимальным вариантом будет являться 12 резервуаров объемом 50000 м³ каждый (6).

4. Определим процент фактического объема резервуарного парка от теоретического

- что соответствует нормам строительных требований

Таким образом, принимаем 12 резервуаров с 50000 объемом.

2.2 Подбор насосного оборудования

Насосное оборудование нефтеперекачивающей станции подбирается исходя из часовой производительности.

1. Определим суточную производительность из отношения:



где-годовая пропускная способность нефтеперекачивающей станции, 6,4 млн тонн/год

- расчетная плотность нефти,

- расчетное число рабочих дней в году, 350 суток.

-коэффициент неравномерности перекачки, величина которого принимается равной1,05

Для этого определим расчетную плотность нефти при температуре Т=Тp определяется по формуле:

где - заданная плотность при заданной температуре

T- расчетная температура, К

- температурная поправка, кг/(•К)

=;

Исходя из рассчитанной часовой производительности нефтепровода подбираем магистральные и подпорные насосы [5, 28-29 табл. 1.4-1.5]. Три магистральных насоса НМ 10000-210 одноступенчатый спирального типа с рабочим колесом двустороннего входа с подачей 10000 и напором 210 м, из которых один в резерве. Для обеспечения оптимальной бескавитационной работы магистрального насоса -- два насоса НПВ 5000-120нефтяной подпорный вертикальный насос с подачей 5000 с напором 260 м, из которых один в резерве.



2. Определим по напорным характеристикам насосов рабочее давление (МПа)

где g - ускорение свободного падения;

, - соответственно напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами при расчетной производительности нефтепровода;

- число работающих магистральных насосов на нефтеперекачивающей станции;

- допустимое давление НПС из условия прочности корпуса насоса или допустимое давление запорной арматуры.

где а,b- коэффициенты напора насоса;

Напор магистрального насоса:

2.3 Пересчет характеристик насоса с воды на нефть

Исходные данные:

- ;

- ;

- ;

- ;

- ;

- ;

-

Первый вариант пересчета характеристик заключается в определении параметров насоса по поправочным коэффициентам.

1. Определим эквивалентный диаметр по формуле:

где- наружный диаметр рабочего колеса насоса;

- ширина лопаток рабочего колеса по наружному диаметру;

- коэффициент сжатия сечения каналов на выходе рабочего колеса.

2. Определим оптимальную подачу:

Поправочные коэффициенты , и зависят от режима течения жидкости, а значит от числа Рейнольдса (Re).

3. Определим число Рейнольдса:



где- оптимальная подача при максимальных значениях к.п.д, ;

- эквивалентный диаметр трубопровода;

- кинематическая вязкость жидкости при температуре t.

4. По номограмме находим численные значения и выполняем пересчет:

;

;

;

5. Второй способ пересчета методом Аитовой-Колпаковой:

Так как , пересчет не требуется

2.4 Определение необходимого давления на входе в насос

Исходные данные:

-

-

-

-

- ;

- ;

-

1. Определим давление насыщенных паров нефти при температуре перекачки:

где - атмосферное давление, 101325 Па

2. Определим соответствующий напор в метрах нефтяного столба:

где g - ускорение свободного падения, 9,81

3. Определим скорость жидкости во всасывающем патрубке:

4. Определим число Рейнольдса:

5. Определим кавитационный запас насоса на нефти:

где и - поправки соответственно на температуру и вязкость перекачиваемой жидкости

- коэффициент запаса, 1,1…1,5

6. Необходимое давление на входе в насос

Па



Список использованной литературы

1. Ю.Д.Земенков «Справочник инженера по эксплуатации нефтепровода и продуктопроводов». М.:Москва, 2006,6с.

2. А.М.Шаммазов., В. Н. Александров «Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций»М.: Недра, 2003,22-27с.,32-36 с.

3. В. В. Корж.,А.В Сальников «Эксплуатация и ремонт оборудования насосных икомпрессорных станций» М.: Ухта, 2010, 65-66 с.

4. Л. Г. Колпаков., Учебное пособие «Эксплуатация магистральных центробежных насосов» М.:Уфа, 1988,3-14 с.

5. Л.И. Быков., Ф.М. Мустафин «Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов» М.: Недра ,1978, 28-29 с.

6. Г. Г. Васильев., Г. Е. Коробков «Трубопроводный транспорт нефти» 2002, с.128.

7. В. И. Харламенко, М. В. Голуб «Эксплуатация насосов магистральных нефтепродуктопроводов», 86 с.

8. Г. П. Морозов «Кавитационный износ деталей гидроагрегатов» УДК 532.528:621.43, 2012, 1-5 с.

9. ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»«Технологический регламент НПС» М.:Москва, 2003,3-5 с.

10. Верхневолжская правда. URL: http://vvpravda.ru/2012/08/magistralnyj-nefteprovod-idyot-cherez-borisovo/

11. Основные физические характеристики нефти // Химический состав.: https://neftok.ru/raznoe/fizicheskie-svojstva-nefti.html

12. Пуск насосного агрегата. https://ros-pipe.ru/tekh_info/tekhnicheskie-stati/khranenie-i-transportirovka-nefteproduktov/pusk-i-ostanovka-nasosnykh-agregatov-a-takzhe-trub/

Размещено на Allbest.ru

...