44498

Гидрогазодинамика. Технические показатели центробежных насосов

Шпаргалка

Производство и промышленные технологии

Рабочим органом центробежного насоса является вращающееся рабочее колесо, снабженное лопастями. Энергия от рабочего колеса к жидкости передается путем динамического взаимодействия лопастей колеса с обтекающей их жидкостью.

Русский

2014-03-28

4.36 MB

159 чел.

  1.  Технические показатели центробежных насосов.  

Технические показатели центробежных насосов

Основными техническими показателями, характеризующими работу центробежных насосов, являются подача, напор, мощность, КПД и кавитационный запас.

  1.  Объемная подача насоса (или просто подача) Q - объем жидкости, подаваемой насосом в нагнетательную линию в единицу времени.

Единица измерения подачи, предусмотренная системой СИ, м3/с, велика, поэтому в насосах чаще применяют единицу подачи м3/ч.

  1.  Напор насоса Н равен разности удельных энергий на выходе и входе в насос, измеряется в метрах.:

,    (2.1)

где:    pн  и  pв   - соответственно абсолютные давления в сечениях на выходе (н) и входе (в), определяемые по показаниям соответствующих манометров;

  w -  средняя скорость потока в замеряемом сечении;

  z -   геометрическая высота сечения.

  1.  Мощность насоса N - это мощность, подводимая к насосу и определяемая на его валу. Основная единица мощности в системе СИ - Вт., производная  кВт.

Величина полезной мощности

 

Мощность, потребляемая насосом, определяется по формуле:

     

где: - мощность насоса, кВт;

- пропускная способность проектная, м3/ч;

- расчетный напор насоса, м;

- плотность перекачиваемой нефти, т/м3;

- коэффициент полезного действия насоса

  1.  КПД насоса  представляет отношение полезной мощности , создаваемой насосом,  к мощности подводимой  N и учитывает потери энергии в насосе. КПД - величина безразмерная.

   .       (

  1.  Допускаемый кавитационный запас hдоп, м: Кавитационный запас, соответствующий 3 % падению напора на частной кавитационной характеристике насоса, увеличенный на 15 %.

Критический кавитационный запас hкр, м: Кавитационный запас, соответствующий 3 % падению напора на частной кавитационной характеристике насоса.

В паспорте насоса нормируется - допускаемый кавитационный запас, при котором еще возможна работа насоса без кавитации.

  1.  Гидродинамика проточной части центробежных насосов.

Центробежные насосы. Гидродинамика проточной части. 

Рабочим органом центробежного насоса является   вращающееся рабочее колесо, снабженное  лопастями.    Энергия  от рабочего  колеса  к  жидкости передается    путем   динамического   взаимодействия лопастей колеса с обтекающей их жидкостью.

Рис 3.1  Схема центробежного насоса консольного типа

На рис 3.1 изображена простейшая схода центробежного насосе

Проточная часть насоса состоит из трех основных элементов — подвода 1 рабочего колеса 2 н отвода 3.

Напорная, энергетическая и кавитационная характеристики
насосов типа НМ
 

по ТУ 26-06-1053-76

Рисунок А.1 - Характеристика насоса НМ 2500-230, испытанного на воде

По подводу жидкость подается в рабочее колесо из подводящею трубопроводов

Назначением рабочего колеса является передача жидкости энергия от двигателя Рабочее колесо центробежного насоса состоит из ведущего а и ведомого (обода) 6 дисков, между которыми находятся лопатки , изогнутые, как правило, в сторону противоположную направлению вращения колеса. Жидкость движется через колесо из центральной его части к периферии.

По отводу жидкость отводится от рабочего колеса к напорному патрубку или, в многоступенчатых насосах к следующему колесу

  1.  Теоретический напор насоса, формула Эйлера

Теоретический напор насоса, формула Эйлера

Во вращающемся рабочем колесе на частицы жидкости действует центробежная сила:

F= m ω2 R = ρ∙Vω2 R

Где Fц- центробежная сила

m- масса частиц

ρ – плотность

V – объем  частиц

ω- угловая скорость

R- радиус рабочего колеса

В результате этого в центре колеса падает давление, создается разрежение, а на периферии колеса давление повышается, тем самым создается напор.

Движение жидкости в межлопаточных каналах вращающегося колеса можно рассматривать как результат сложения двух движений: переносного (вращение колеса) и относительного (движение относительно колеса).

Поэтому вектор абсолютной скорости жидкости в колесе V может находиться как сумма векторов окружной скорости U и относительной скорости W.

При этом относительная скорость W направлена по касательной к лопатке, а окружная U - по касательной к соответствующей окружности.

Параллелограмм скоростей можно построить для любой точки на лопатке.

 Если все величины, относящиеся к входу на лопатку, отмечать индексом 1, а величины, относящиеся к выходу, — индексом 2, а угол между векторами скоростей окружной и абсолютной обозначим через , а между касательной к лопатке и касательной к окружности колеса, проведенной в сторону, обратную вращению, - через , то можно получить формулу для расчета теоретического напора (формула Эйлера)

         (12)

Для вывода основного уравнения теории центробежного насоса принимают следующие два допущения:

  1.  Насос имеет бесконечно большое число одинаковых лопаток (z=), а толщина этих лопаток равна нулю (b=0).
  2.  Коэффициент полезного действия насоса равен единице (=1), т.е. в насосе отсутствуют все виды потерь энергии.

Такой насос, у которого z= и =1, называется идеальным центробежным насосом.

Обычно жидкость подходит к рабочему колесу насоса без предварительной закрутки, а войдя в колесо, вступает в межлопаточные каналы, двигаясь радиально Это значит, что вектор V1 направлен по радиусу, а угол 1=90°. Следовательно, второй член в уравнении делается равным нулю и уравнение принимает вид

 

Эта форма уравнения Эйлера более употребительна.

Реальное колесо центробежного насоса имеет Z=4-8,   = 5 - 100, = 20 - 400 .

В этом случае поток в относительном движении уже не следует строго по направлению лопаток, что проводит к снижению теоретического напора  НТ  по сравнению с НТ∞..

          

где: К - поправка на коническое число лопаток,

Коэффициент К = 0,6 - 0,8 и зависит от кинематики и конструкции колеса.

  1.   Безударный и ударный режимы работы центробежного насоса
  2.  Общие гидравлические потери в ЦН, гидравлический КПД

Общие гидравлические потери в ЦН, гидравлический КПД, безударный и ударный режимы работы центробежного насоса

Одним из  видов потерь энергии в насосе являются потери
на преодоление гидравлического сопротивления подвода рабочего
колеса и отвода, или гидравлические потери.

Рис  6.1   Треугольники скоростей па входе в рабочее колесо при разных режимах работы насоса

На рис.5.1 представлен безударный режим работы насоса, когда на входе на лопатку вектор W1 направлен вдоль оси лопатки, а на выходе из колеса W2 направлена по касательной к спирали отвода.

На ударных режимах вектор W1 поворачивается по отношению к оси лопатки на угол атаки  

Рис. 5.1

Общие гидравлические потери в центробежных насосах hГ оцениваются как потери по длине hт, и ударные вдоль всей проточной части насоса hу, включая , подвод, рабочее колесо, отвод., таким образом, равны

hГ=hт+hу        (9)

Наименьшая' их величина соответствует безударному режиму, когда hу=0, hу - ударные потери.

Теоретический напор насоса - это напор, который передают лопатки рабочего колеса жидкости.

НТ=Н+hГ            (10)

Отношение  полезного  напора  к  теоретическому называется гидравлическим коэффициентом полезного действия.

                (11)

Этот КПД учитывает гидравлические потери в проточной части центробежных насосов, которые являются наибольшими из всех видов потерь. Доля гидравлических потерь в общем количестве их составляет 80-90%.

6.Механические потери и механический КПД в ЦН

Механические потери и механический КПД в ЦН

Механические потери образуются вне проточной части насоса и могут определятся как сумма:

           (16)

где - дисковые потери;

- потери механического трения в подшипниках и уплотнениях.

Потери механического трения в  насосах невелики и составляют обычно 0,1-0,2% от затрачиваемой мощности.

Более существенными являются дисковые потери, которые возникают в результате трения наружных поверхностей дисков рабочего колеса о жидкость, находящуюся между корпусом и колесом.

В целом механические потери оцениваются с помощью механического КПД:

                    

7.Объемные потери в ЦН. Объемный КПД.

Объемные потери в ЦН. Объемный КПД.

Объемные потери связаны с потерями подачи насоса при утечках через щелевые уплотнения колеса (рис.11.1) и перетоками нефти из нагнетательной области во всасывающую при охлаждении торцовых уплотнений. (рис.11.2)

Схема щелевого уплотнения указана на рнс.11.1

               

Риc.11.1

1 - корпус, 2 - рабочее колесо, 3 - кольцо.

В целом утечки в насосе определяются объемным КПД:

                               (25)

где QT  - теоретическая подача рабочего колеса.

8.Полный КПД  центробежного насоса

Полный КПД насоса с учетом составляющих потерь можно представить следующим образом:

           (26)

т е   КПД насоса равен произведению гидравлического, объемного и механического КПД

Полный к.п.д. насоса весьма информативная характеристика. Глубокий грамотный анализ его во  времени позволяет судить об уровне эксплуатации оборудования, в экономичности его использования.

9.Характеристики центробежных насосов.

Характеристики центробежного насоса

Характеристиками центробежного насоса называется графические зависимости напора Н, мощности N и КПД от подачи насоса Q при постоянных оборотах и свойствах перекачиваемой жидкости.

Уравнение Эйлера выглядит так

 

Уравнение неудобно для использования при расчетах, так как оно не содержит в себе подачи Q 

Можно преобразовать уравнение так, чтобы напор HТ выразить как функцию расхода Q и размеров колеса

HТ = U2/g {U2 - Q / 2r2b2tg 2}

При этом U2=ω R2

Если  Q = 0, то HТ = U22/g  или HТ = ω2 R22/g

Это уравнение позволяет построить характеристику идеального центробежного насоса, т.е график зависимости напора, создаваемого насосом, от подачи при постоянном числе оборотов колеса.

Как видно из уравнения, характеристика такого насоса представляет собой прямую.

Для наглядного построения расчетной характеристики насоса при n=const в системе координат H по Q при n=const (рисунок )

нанесем в виде двух наклонных прямых теоретические характеристики насоса при z= и при конечном числе лопаток z.

Затем ниже оси абсцисс построим кривые изменения двух рассмотренных выше слагаемых суммарной потери напора в насосе h1= hО и h2=hГ Сложив ординаты этих двух кривых, получим кривую изменения ∑hнас в функции подачи. Далее произведем вычитание ∑hнас из HTz и получим кривую Hнас= f(Q), т.е. действительную характеристику насоса при постоянном числе оборотов. Кривая Hнас= f(Q) является типичной для центробежного насоса.

Характеристика насоса снимается обычно в стендовых условиях на холодной воде. Режим Q0 , которому соответствует максимальное значение КПД  называется оптимальным (безударным). На этом режиме отсутствуют ударные потери. Зона режимов в пределах 0,8 Qo -1,2 Qo называется рабочей зоной. Эксплуатация насоса рекомендуется в этой зоне, где КПД уменьшается по сравнению с не более чем на 2-3 %.

Рисунок

Расчетная характеристики насоса в системе координат H по Q при n=const

10.Кавитация, кавитационный запас.

Кавитация, кавитационный запас

Кавитация - явление нарушения сплошности  потока в том месте, где давление становится равным или меньше давления, близкого к давлению насыщенных паров жидкости Рs .

В этом случае жидкость вскипает, в месте кавитации возникают парогазовые скопления (каверны), нарушающие нормальную структуру потока. Поэтому, возникая в насосах, кавитация в первую очередь ухудшает энергетические показатели Н, Q, .

Кроме того, кавитация вызывает повышенную вибрацию, а в некоторых случаях - эрозию проточной части.

В центробежных насосах кавитация, в первую очередь, возникает у входа на лопатки рабочего колеса с тыльной стороны, где давление наименьшее (рис.2.9).

Рис.11.2

.

  Рис. 2.9. Зона кавитации в насосе

В соответствии с ГОСТ 17398-72 количественная оценка кавитации в насосах осуществляется с помощью кавитационного запаса  .

Чтобы оценить кавитационное состояние насоса, следят за изменением характеристик насоса в зависимости от величины кавитационного запаса. Для этого снимают частные кавитационные характеристики.

Частной кавитационной характеристикой называется графическая зависимость напора Н от кавитационного запаса насоса при постоянных значениях подачи и свойствах жидкости на входе в насос.

На рис. 2.10 представлен вид частной кавитационной характеристики, полученной при работе на воде (1) и нефти малой вязкости (2).

Н

h

I

II

III

2

1

0,03 H

hк.н hк.в

  

Рис. 2.10. Частная кавитационная характеристика насоса

С помощью частной кавитационной характеристики фиксируется значения критического кавитационного запаса  hк . Согласно ГОСТ 6134-87 его значение соответствует 3%-ному падению напора.

Частные кавитационные характеристики позволяют при соответствующих подачах рассчитать критический кавитационный запас hк. Эксплуатация насоса при hк не допускается, так как в насосе развита кавитация, а характеристики насоса начинают ухудшаться. Чтобы установить норматив бескавитационной работы насоса, вводится понятие допускаемого кавитационного запаса  hд , который определяют по hк увеличением его так, чтобы обеспечивался бескавитационный режим

   .      (2.25)

Коэффициент А колеблется в зависимости от ns и свойств перекачиваемых жидкостей в пределах  1,0…1,3. Для магистральных насосов этот коэффициент принят равным  1,15.

Набор частных кавитационных характеристик при различных подачах является базой для построения кавитационной характеристики насоса.

Кавитационной характеристикой насоса называется графическая зависимость допускаемого кавитационного запаса от подачи при неизменных свойствах жидкости на входе в насос и постоянной частоте вращения вала.

На рис. 2.11 представлен пример построения кавитационной характеристики насоса, когда сняты пять частных кавитационных характеристик и подсчитаны hд  по зависимости (2.25).

Кавитационная характеристика  hд(Q) приводится обычно в каталогах и паспортах как четвертая кривая общей характеристики  (рис.2.2).

При перекачке нефтей и нефтепродуктов допустимый кавитационный запас hДОП отличается от hДОП В – критического кавитационного запаса при перекачке холодной воды, входящего в паспортные характеристики. На величину hДОП влияют термодинамические свойства жидкости, вязкость, содержание свободных и растворенных газов, силы поверхностного натяжения.

Количественная оценка кавитационного состояния насоса осуществляется с помощью кавитационного запаса ;

Р0

0

0

в

в

Zвзл

Zн

Z

.    (2.5)

Рис.. Схема откачки нефти из резервуара подпорным насосом

Кавитационный запас - это превышение полного напора жидкости во входном патрубке  насоса  над давлением  её  насыщенных паров.

Жидкость, проходя от входа в насос до зоны пониженного давления, теряет часть энергии давления на трение и увеличение кинетической энергии при входе на лопатки, поэтому требуется всегда иметь запас этой энергии.

Кавитационный запас, при котором еще возможна бескавитационная работа насоса, называется допускаемым .

Эта характеристика  приводится в каталогах как четвертая кривая характеристики насоса

Давление в жидкости на входе в насос pв можно с достаточной для практических расчетов точностью вычислить по формуле

   .   

В каталогах насосов, имеющих малую мощность и предназначенных для вспомогательных целей (насосы типа К, Д) вместо допускаемого кавитационного запаса приводится допускаемая вакуумметрическая высота всасывания воды Нв,д при температуре 350С.

11.Общие и частные формулы подобия

Теория подобия, формулы подобия

Разработка высокоэффективных конструкций центробежных насосов чисто расчетным теоретическим путем почти невозможна из-за сложности гидродинамического процесса в них. В этих условиях прибегают к экспериментам. Теоретическая основа таких экспериментов - теория подобия и моделирования. Она позволяет достаточно точно осуществить пересчет характеристик модельного насоса на натуральный, если при этом выполняются условия геометрического, кинематического и динамического подобия потоков в них.

Под геометрическим подобием понимается пропорциональность соответствующих размеров модельного и натурального насосов. Из условия подобия соответствующих размеров рабочих колес модельного и натурного насосов следует:

  ,    (2.6)

где  D2  и  D0 - диаметр рабочего колеса на выходе и входе соответственно;

 b2 - ширина рабочего колеса на выходе;

  - среднеквадратическая шероховатость соответствующих поверхностей насоса;

индексы "н" и "м" присвоены величинам, характеризующим натуральный и модельный насосы соответственно.

Величину    называют коэффициентом геометрического подобия.

Под кинематическим подобием понимают полей скоростей, ускорений и троекторий в соответствующих точках модельного и натурального насосов

 

Кинематическое подобие достаточно полно оценивается коэффициентом подачи  :

  .      (2.7)

Динамическое подобие означает подобие действующих на жидкость сил в соответствующих точках модели и натуры.

Коэффициент напора , представляющий критерий динамического подобия в насосах записывается как:

  .      (2.8)

Критерий Рейнольдса будет учитывать силы трения

  =const .      (2.9)

Таким образом, для одновременного осуществления геометрического, кинематического и динамического подобия при моделировании процессов гидродинамики в центробежных насосах, необходимо одновременное выполнение условия постоянства критериев  ,  ,    и  Re.

При конструировании изготовляется модельный насос малых размеров, технические параметры которого пересчитываются на насос больших размеров (натурный) с помощью общих формул подобия

                        

Технические показатели насосов могут изменяться, если изменять тольлко число оборотов вала. Они меняются в соответствии с частными формулами подобия:

                       

Индекс 1 относится к оборотам n1 , индекс 2 - к оборотам n2.

12.Коэффициентом быстроходности, типы насосов по коэффициенту быстроходности

Коэффициент быстроходности центробежных насосов

Коэффициент быстроходности представляет собой критерий, однозначно характеризующий признаки данной серии насосов. Коэффициент быстроходности определяется по формуле:

   

В формуле  обороты подставляются в мин , подача берется в м3/с на оптимальном режиме для колеса одностороннего входа, напор подставляется в м для одной ступени. Для колеса двустороннего входа

Q0 = 0,5 Q

 Важным свойством является его постоянство для серии подобных насосов, т.е. он может характеризовать тип насоса, его конструкцию.

Для всех лопастных насосов изменяется в пределах 40-1000.

В этом диапазоне в зависимости от конструкции располагаются следующие 4 типа насосов:

1. Тихоходные,    =40-90.

2. Нормальные    =90- 250.

3. Диагональные =250-500.

4. Осевые         =500-1000.

Все они конструктивно отличаются друг от друга.

Тихоходные насосы например, имеют колеса с узкими каналами, большими отношениями D2/D0 , они высоконапорные, но имеют малую подачу.

Ориентировочные значения коэффициента быстроходности и некоторых других параметров для типовых насосов приведено в таблице 6.4

Таблица 6.4 – Характеристики типовых насосов

Типоразмер насоса

Ротор

Коэффициент быстроходности

Ширина лопаток раб. колеса, мм

Диаметр входного патрубка, мм

Наружный диаметр раб. колеса, мм

НМ1250-260

0,7

62

26

353

418

1

71

460

1,25

79

450

НМ2500-230

0,5

77

26

512

425

0,7

93

405

1

109

440

1,25

123

450

НМ3600-230

0,5

93

29

512

450

0,7

109

430

1

131

460

1,25

147

470

НМ7000-230

0,5

138

52

610

450

0,7

165

475

1

196

475

1,25

219

490

НМ10000-210

0,5

165

58

990

465

0,7

196

496

1

234

500

1,25

262

530

13.Расчет основных параметров центробежных насосов.

Расчет основных параметров центробежных насосов

Для перекачки нефтей и нефтепродуктов, в основном, используются центробежные насосы. Их характеристики приводятся в специальных каталогах. Они представляет собой зависимость напора (Н), потребляемой мощности (N), к.п.д. (η) и допустимого кавитационного запаса (hдоп) от подачи (Q) насоса.

Учитывая, что возможность пользоваться каталогами центробежных насосов имеется не всегда, удобно представлять их характеристики в аналитическом виде.

Напорная характеристика центробежных насосов магистральных нефтепроводов (зависимость напора Н от подачи Q) имеет вид полого падающей кривой и аналитически может быть представлена выражением

       (1.12)

где a, b, – постоянные коэффициенты.

Коэффициенты Q-H характеристики

нефтяных магистральных насосов серии НМ

Марка насоса

Ротор

Диаметр рабочего колеса D2, мм

Коэффициенты Q-H характеристики насоса

НМ 1250-260

1,0QН

460

a= 317,0  b= 3,710910-5

418

a= 291,9  b= 3,904310-5

395

a= 268,9  b= 4,254010-5

1,25QН

450

a= 322,0  b= 2,174910-5

НМ 2500-230

1,0QН

440

a= 279,6  b= 8,025610-6

405

a= 258,7  b= 8,564110-6

385

a= 236,4  b= 8,560410-6

1,25QН

445

a= 279,2  b= 5,298510-6

НМ 3600-230

1,0QН

460

a=305,4   b=5,596010-6

425

a=274,1   b=5,587910-6

415

a=247,2   b=5,483410-6

1,25QН

470

a=324,0   b=5,227710-6

НМ 7000-210

1,0QН

475

a=295,1   b=1,875210-6

450

a=262,5   b=1,817310-6

430

a=240,9   b=1,987310-6

1,25QН

490

a=323,3   b=1,479510-6

НМ 10000-210

1,0QН

505/495

a=293,7   b=8,781710-7

485/475

a=280,1   b=8,754910-7

470/460

a=264,5   b=8,630210-7

1,25QН

530

a=364,5   b=9,494710-7

520

a=358,5   b=9,647010-7

515

a=345,1   b=9,983910-7

Коэффициенты Q-H характеристики

нефтяных подпорных насосов серии НПВ

Марка насоса

Диаметр рабочего колеса D2, мм

Коэффициенты Q-H характеристики насоса

НПВ 600-60

445

a= 74,7    b= 4,260010-5

400

a= 62,2    b= 4,756810-5

НПВ 1250-60

525

a= 77,4    b= 1,136810-5

500

a= 68,5    b= 1,044810-5

475

a= 61,2    b= 9,375410-6

НПВ 2500-80

540

a= 102,4  b= 3,758410-6

515

a= 94,6    b= 4,079110-6

487

a= 85,0    b= 4,079510-6

НПВ 3600-90

610

a= 126,1  b= 2,804010-6

580

a= 116,2  b= 3,002110-6

550

a= 104,1  b= 2,974910-6

НПВ 5000-120

645

a= 151,8  b= 1,276010-6

613

a= 137,7  b= 1,283910-6

580

a= 123,1  b= 1,231510-6

14.Влияние свойств перекачиваемой жидкости на характеристики центробежного нефтяного насоса

Влияние свойств жидкости на характеристику центробежного насоса

Существует ряд физических свойств нефтей и нефтепродуктов,   влияющих на характеристику магистральных центробежных насосов:  вязкость, плотность, содержание свободного газа, неныотоновские свойства.

Как известие, нефти и нефтепродукты в подавляющем большинстве случаев имеют плотность   меньшую, чем у воды..

При перекачке жидкостей разной плотности, вязкость которых отличается несущественно, напорная характеристика Н и характеристика КПД    не изменяются.

Мощность N меняется линейно от плотности. Поскольку плотность нефтей обычно меньше, чем у воды. на которой снимается характеристика, затрачиваемая мощность уменьшается, а кривая N проходит ниже паспортной.

Влияние вязкости более сложное. При опреденной вязкости напор и КПД  насоса  падают, а мощность потребляемая повышается.

Пересчет характеристик насосных агрегатов с учетом вязкости нефти

При перекачке нефти и нефтепродуктов, имеющих повышенную вязкость, характеристики насосов, полученные на воде, изменяются: уменьшается к.п.д., падает подача и напор насосов. Учет влияния вязкости производится при помощи поправочных коэффициентов к характеристикам насосов. Порядок расчета влияния вязкости нефти (нефтепродуктов) на характеристики насоса, полученные при испытаниях на воде приведен в ГОСТ 6134.

Следующие равенства используют для определения показателей насоса при перекачивании вязкой жидкости, когда известны показатели, полученные на воде:

,     (6.24)

,     (6.25)

,      (6.26)

где: Qн , Qв  – подача насоса на нефти и воде соответственно, м3/c;

Hн , Hв  – напор насоса на нефти и воде соответственно, м;

ηн , ηв  – к.п.д. насоса на нефти и воде соответственно;

KQ , KH , Kη  – поправочные коэффициенты к подаче, напору и к.п.д. насоса соответственно.

Коэффициенты KQ , KH , Kη  определяют по номограмме, приведенной на рисунке 6.4, в зависимости от числа Рейнольдса на оптимальном режиме работы насоса.

Число Рейнольдса определяют по формуле:

,     (6.27)

где: Qв  – подача насоса на воде в зоне максимального к.п.д. , м3/c;

Dэкв  – эквивалентный диаметр рабочего колеса, м;

н  – кинематическая вязкость перекачиваемой жидкости, м2/c.

Напорная, энергетическая и кавитационная характеристики
насосов типа НМ
 

по ТУ 26-06-1053-76

Рисунок А.1 - Характеристика насоса НМ 2500-230, испытанного на воде

Эквивалентный диаметр рабочего колеса насоса определяют по формуле:

,     (6.28)

где: D2  – наружный диаметр рабочего колеса , м;

b2  – ширина лопасти рабочего колеса на выходе, м;

k  – коэффициент стеснения сечения потока лопастями.

Входящий в формулу (6.25) коэффициент k определяют по формуле:

,      (6.29)

где: σ  – толщина лопасти в окружном направлении на наружном диаметре , м;

Z  – количество лопастей.

В случае отсутствия данных для расчета по формуле (6.29) приближенно можно считать коэффициент k ≈ 0,9.

Kη

KH

Рисунок 6.4 - Поправочные коэффициенты к подаче, напору, к.п.д. насосов при учете вязкости

15.Требования ГОСТ 12124-87 "Насосы центробежные нефтяные для магистральных трубопроводов".

Насосы центробежные нефтяные для магистральных трубопроводов ГОСТ  12124—87

В стандарте определены типы и основные параметры насосов, основных и подпорных. ГОСТ охватывает 11 типов основных насосов с подачей от 125 до 12500 м'/ч.

Стандарт распространяется на центробежные насосы, предназначенные для подачи в системах магистральных трубопроводов нефти и нефтепродуктов с температурой от минус 5 до плюс 80°С, кинематической вязкостью не более 3- 10~4 м2/с, в процентах по объему, не более:

   серы в несвободном состоянии — 3,5;

парафина — 7;

механических примесей линейным размером не более 0,5 мм — 0,06.

Насосы изготовляют следующих типов:

НМ — нефтяной магистральный;

   НПВ — нефтяной подпорный вертикальный;

НОУ — нефтяной откачки утечек.

Для насосов НМ нижнее рабочее значение температуры окружающего воздуха должно быть не ниже минус 29°С, для насосов типа НПВ и НОУ нижнее рабочее значение температуры окружающего воздуха должно быть не ниже минус 50°С.

Основные параметры насосов для номинальных режимов должны соответствовать указанным в табл. 1.

В насосах типа НМ с подачами 0,347 м3/с (1250 м3/ч) и более допускается применять сменные роторы с параметрами, указанными в табл. 2. Допускается обточка рабочих колес до 10 % по наружному диаметру, вариантов обточек должно быть не более трех, при этом снижение КПД от указанных в табл. 2 — не более

Насосом самой большой подачи является НМ 10000-210. Читается так: "Насос нефтяной магистральный с подачей на оптимальном режиме 10000 м3/ч и напором 210 м".

По конструкции основные насосы, входящие в ГОСТ 12124-87, делятся на два типа:

секционные многоступенчатые с колесами одностороннего входа и подачей от 125 до 710 м3/ч,

одноступенчатые двустороннего входа на подачи от 1250 м3/ч и более.

Напор насосов меняется в пределах от 210 до 550 м. Все основные насосы имеют частоту вращения 3000 об/мин.

ГОСТ включает 4 типа вертикальных подпорных насоса марки НПВ на подачи 1250-5000 м3/ч.

Одноступенчатые насосы сообщают жидкости ограниченный напор. Для повышения напорa применяют многоступенчатые насосы, в которых жидкость проходит последовательно через несколько рабочих колес,  закрепленных на одном валу (рис 3.2).    При этом пропорционально числу колес увеличивается напор.

1 — рабочее колесо   2 —направляющий аппарат  3 — гидравлическая пята

Рис 3.2   Схема и вид многоступенчатого секционного центробежного насоса НМ

     Рис 3.3 Разрез и вид насоса НМ

На рис.3.3 представлена схема магистрального центробежного насоса одноступенчатого двустороннего входа. По такой схеме изготовляются в настоящее время многие основные и подпорные насосы. Основным элементом центробежного насоса является рабочее колесо 6. имеющее 6-8 лопаток - 7, корпус насоса - 1, имеет подвод , отвод выполненные в виде спирали. Вал насоса - 3 вращается в подшипниках.

Жидкость из подвода поступает на вход в рабочее колесо, где подхватывается лопатками и приобретает движение (абсолютное), состоящее из вращательного вместе с лопатками и относительного вдоль лопаток. Жидкость в колесе у выхода за счет воздействия лопаток и центробежных сил приобретает большую энергию.

Существенным элементом центробежных насосов являются их уплотнения. Они делятся на два вида: уплотнения колеса (внутренние, щелевые)-5 и концевые уплотнения вала-4. Уплотнения колеса предназначены для разделения области всасывания от области нагнетания между корпусом и колесом.

Концевые уплотнения- 4 предотвращают выход жидкости из корпуса вдоль вала в помещении насосной станции. Они должны обеспечивать почти полную герметичность, поэтому относятся к типу контактных. В насосах применяются торцовые уплотнения.

Конструкции и характеристики центробежных насосов приводятся; в каталогах

16.Требования ГОСТ Р 53675-2009 Насосы нефтяные для магистральных трубопроводов

ГОСТ Р 53675-2009 Национальный стандарт Российской федерации. Насосы нефтяные для магистральных трубопроводов 

Введен с 2011года

Настоящий стандарт разработан для установления широкого и полного спектра требований к магистральным и подпорным нефтяным насосам, учитывающим не только требования к их параметрам, но и требования к их конструкции, изготовлению, правилам приемки, методам контроля, транспортированию и хранению, с учетом современного опыта насосостроения и развития технологий. Настоящий стандарт также устанавливает требования к условным обозначениям магистральных и подпорных нефтяных насосов.

Рис.3.4. Насос НПВ

Настоящий стандарт распространяется на нефтяные, в том числе с предвключенным осевым колесом, насосы (далее - насосы), предназначенные для подачи в системах магистральных трубопроводов нефти и нефтепродуктов с температурой от минус 10 °С до плюс 80 °С, кинематической вязкостью не более 3,0·10 м/с, содержанием примесей:

- объемная доля серы в несвободном состоянии, %, не более -  3,5

- объемная доля парафина, %, не более  -  7,0

- объемная доля механических примесей, %, не более -  0,06

- максимальный линейный размер механических примесей твердостью до 7 по шкале Мооса,  -  4 мм

16.Объемные насосы

ОБЪЕМНЫЕ НАСОСЫ

Объемные насосы - это камерные насосы, в которых движется вытеснитель. Они способны развивать высокое давление, но подача их сравнительно с динамическими насосами значительно меньше. Поскольку кинетическая энергия жидкости в  объемных насосах относительно невелика, гидравлические потери в них незначительные, поэтому они экономично с высоким КПД перекачивают вязкие жидкости. Кроме того, эти насосы обладают самовсасыванием.

Все объемные, насосы разделяются на возвратно-поступательные (поршневые) и роторные, где рабочий орган совершает или вращательное или вращательно-поступательное движение.

Роторные насосы                  

Роторные насосы  относятся к классу объемных насосов. Но, в отличие от поршневых в них рабочий орган совершает вращательное или вращательно-поступательное движение. По этому принципу и классифицируют роторные насосы.

Роторным насосам свойственны те же признаки, что и поршневым. Они также относятся к камерным насосам. Только в качестве камеры может быть пространство между зубьями в шестеренном насосе, канавка в винтовом насосе, пространство между шиберами (пластинами) и т. д.

Эти насосы также имеют неравномерную подачу (неравномерность 2-3%), хорошо перекачивают вязкие жидкости, обладают самовсасыванием.

По сравнению с поршневыми, отличаются простотой, компактностью, имеют прямое муфтовое соединение с валом электродвигателя.

В  качестве  примера , рассмотрим  шестеренный  насос, конструктивная схема которого представлена на рис.30.1.

Сцепляющиеся зубчатые колеса 1 и 2 помещены с малыми зазорами в корпус 3. Одно из колес (левое) снабжено валиком, выходящим из корпуса через уплотняющий сальник. Валик соединяется с двигателем; другое колесо является холостым (ведомое).

Рис 30.1

При вращении колес в направлении, указанном стрелками, жидкость поступает из полости всасывания 4 в напорную полость 5 . Здесь при сцеплении происходит выдавливание жидкости из впадин.

Теоретическая подача шестеренного насоса определяется из выражения

                        

В этом выражении S - площадь впадины. b - ширина шестерен, Z -число зубьев одной шестерни.

Зубья на шестернях одинаковы и изготовляются по методу эвольвентных зацеплений редукторных шестерен.

Шестеренные насосы имеют тип Ш или РЗ (роторный зубчатый) (РЗ-3;РЗ-4,5; РЗ-7,5 и др.). Цифра указывает подачу в литрах в секунду;

Мощность шестеренных насосов не более 100 кВт. обороты 1000-1500 об/мин.   Максимальная   высота   всасывания   6м   (сумма геометрической высоты и гидравлических потерь во всасывающей линии).

Шестеренные насосы создают давление до 1,5 МПа. Могут использоваться как вакуумные насосы, поскольку обладают самовсасыванием.

Все роторные насосы имеют следующие элементы:

1. Корпус - служит для крепления деталей и создания герметичности.

2. Рабочий орган (шестерни, винты, кулачки и др.) -осуществляют процесс перекачки жидкости.

3. Замыкатели - элементы рабочих органов, создающие вместе с корпусом герметичность (зубья, винты и др.).

4. Ведущее звено - комплекс деталей, соединяющих корпус насоса с двигателем.

Рабочая характеристика роторных насосов примерно одинакова и представляет собой графическую зависимость подачи Q, мощности N и КПД  насоса от давления Р. Вид характеристики роторного насоса представлен на рис.30.2

На характеристике отмечено  предельное давление Рпр превышение которого резко ухудшает характеристику и влечет за собой работу насоса с быстрым износом. Предельное давление - это предел, работоспособности насоса, Оно устанавливается натягом пружины предохранительного клапана.

Рис. 30.2

Энергетические   показатели   роторных   насосов   можно представить следующим образом:

1. Теоретическая мощность , где - перепад давления в насосе. - теоретическая подача.

2. Потери качественно соответствуют ранее рассмотренным насосам. Однако гидравлические потери невелики и включаются в механические:

С учетом указанных условий полный КПД представляется в виде

(65)

Основную долю составляют объемные потери. Утечки велики в зазорах зубьев и особенно между рабочими органами и корпусом.

Рис 30.4    Схема  включения  переливного  клапана  и характеристики  роторного  насоса с переливным клапаном

Насосы, используемые в системе маслоснабжения насосных агрегатов

Марка насоса

Подача,

м3

Давление нагнетания, МПа (кгс/см2)

Число оборотов в минуту

Вакуу- метри- ческая высота всасывания, м

КПД

насоса,

%

Мощность, кВт

РЗ-За

1,1

1,45(14,5)

1450

5

45

1,1

РЗ-4,5

3,3

0,33 (3,3)

1450

3

38

1,1

РЗ-7,5

5,0

0,33 (3,3)

1450

5

42

1,1

РЗ-ЗО

18

0,36 (3,6)

1000

6,5

62

4,0

РЗ-60

38

0,28 (2,8)

990

5

10,5

Ш 2-25

1,4

1,6(16)

970

5

48

1,3

Ш 5-25

3,6

0,4 (4)

970

5

1,1

Ш 8-25

5,8

0,25 (2,5)

950

5

40

1,1

Ш 20-25 9/6

9

0,6 (6)

950

5

43

4

Ш 40-6 18/6

18

0,6 (6)

970

5

40

7,5

Ш80-6 36/6

36

0,6 (6)

1000

5

40

10+ 17

Ш 120-16 58/6

58

0,6 (6)

1000

5

40

12,5+22

17.Состав сооружений, генеральный план НПС с резервуарным парком (РП).  

18.Состав сооружений, генеральный план НПС без РП.

20.Требования к технологическим схемам нефтеперекачивающих станций,

Общие требования к технологической схеме НПС

При проектировании НПС, предназначенной для работы по параллельно проложенным нефтепроводам, должна предусматриваться параллельно-последовательная схема соединения магистральных насосов.

При проектировании НПС предназначенной для работы на 1 нефтепровод (и отсутствии перспективы строительства параллельных нефтепроводов), должна предусматриваться последовательная схема соединения магистральных насосов.

Требования к технологическим схемам НПС

На технологических схемах НПС, приемо-сдаточных пунктов, нефтебаз, наливных станций должны быть показаны:

- все трубопроводы, в том числе: трубопроводы основные (линии всасывания и напора насосов, технологические трубопроводы) и вспомогательные (линии дренажа, откачки утечек, аварийного сброса и др.) с указанием условного диаметра, толщины стенки и направления движения нефти;

- основное и вспомогательное механо-технологическое оборудование;

- запорная и регулирующая арматура, обратные затворы;

- резервуары и емкости;

- системы измерения количества и показателей качества нефти. Детализированные технологические схемы СИКН, с указанием всех средств измерений, выполняются отдельно и прилагаются к схеме НПС или ПСП, в состав которых они входят;

- пункты подогрева нефти;

- пробозаборные устройства;

- установки для ввода противотурбулентных присадок;

- узлы приема-пуска СОД с сигнализаторами прохождения СОД;

- точки контроля и измерения давления, температуры, плотности, вязкости и расхода нефти;

- высотные отметки осей магистральных и подпорных агрегатов, днищ каждого резервуара.

Все показанные на технологической схеме элементы должны иметь технологические номера, соответствующие номерам, указанным в проектной документации.

7.2.3 Все показанные на технологической схеме элементы должны быть внесены в перечень элементов (спецификацию), выполняемый на самой схеме или в виде отдельного документа.

Форматы

Технологические схемы НПС, разрабатываемые в процессе эксплуатации, выполняются:

- для НПС без резервуарного парка: на листах формата не менее А2;

- для НПС с резервуарным парком: на листах  формата не менее А1.

Построение схем

Схемы выполняются немасштабно. Расположение элементов схемы, соединенных между собой трубопроводами,  должно учитывать действительное пространственное расположение соответствующих объектов и оборудования на площадке НПС.

На технологических схемах НПС трубопроводы изображаются горизонтальными и вертикальными отрезками линий и должны иметь наименьшее количество изломов и взаимных пересечений. В отдельных случаях для изображения трубопроводов допускается применять наклонные отрезки, если иное изображение невозможно.

Линии, изображающие трубопроводы (далее - линии), выполняют толщиной от 0,2 до 1,0 мм в зависимости от форматов схемы и назначения трубопровода в соответствии с таблицей 7.1.

Таблица 7.1

Назначение трубопровода

Толщина линий на схеме, мм

формат схемы А2

формат схемы А1

Трубопровод основной

0,8

1,0

Трубопровод вспомогательный

0,2

0,3

На схемах расстояние между соседними параллельными линиями должно быть не менее 3,0 мм, расстояние между отдельными условными графическими обозначениями должно быть не менее 2,0 мм.

Графические обозначения

При выполнении технологических схем НПС применяют условные графические обозначения, соответствующие ГОСТ 21.206-93,  ГОСТ 2.784-96, ГОСТ 2.785-70, ГОСТ 2.411-72. Перечень условных графических обозначений приведен в Приложении А.

Нумерация элементов схемы, текстовая информация

В соответствии с ГОСТ 2.701-84 все элементы, изображенные на схеме, должны быть пронумерованы.

Номера элементов на схеме могут быть буквенные, буквенно-цифровые и цифровые. Буквы и цифры выполняются одинаковым размером шрифта.

Номера элементов проставляют рядом с их условными графическими обозначениями с правой стороны или над ними.

Обозначения основных трубопроводов указывают на полках линий-выносок или над линией трубопровода; обозначения вспомогательных трубопроводов указывают в разрывах линий трубопроводов.

В текстах на схемах не должны применяться сокращения слов, за исключением общепринятых в трубопроводном транспорте нефти (например: НПС, ФГУ, МНА и т.д).

21.Технологическая схема НПС с РП

Технологическая схема НПС с резервуарным парком

Технологическая схема НПС с РП должна обеспечивать:

а) перекачку нефти по схеме «через емкость», «с подключенной емкостью», а также по нефтепроводу минуя станцию при ее отключении;

б) параллельно-последовательную работу МНА при работе на параллельно проложенные нефтепроводы;

в) последовательную работу МНА при работе на один нефтепровод;

г) поддержание давления на приеме магистральной насосной станции не ниже заданного (промежуточная НПС) и поддержание давления на выходе станции не выше заданного;

д) приём нефти в специальные резервуары для аварийного сброса через узел предохранительных клапанов, в случае повышения давления на входе НПС, при повышении давления в трубопроводе между подпорной и магистральной насосной в случае остановки МНА, при срабатывании автоматической защиты от перелива резервуара;

е) приём утечек нефти от магистральных и подпорных насосов;

ж) откачку нефти из подземных ёмкостей для сбора утечек в приемный трубопровод подпорной насосной;

з) опорожнение магистральных и подпорных насосов, ФГУ, регуляторов давления, СИКН в подземные дренажные ёмкости;

и) внутрипарковую перекачку подпорным насосом при режиме работы НПС «с подключенной емкостью»;

к) откачку нефти подпорным насосом из резервуаров аварийного сброса;

л) очистку перекачиваемой нефти от механических примесей, парафино-смолистых включений и посторонних предметов с помощью ФГУ.

22.Технологическая схема НПС без РП.

Технологическая схема НПС без резервуарного парка

Технологическая схема промежуточной НПС без РП должна обеспечивать:

а) перекачку нефти по схеме «из насоса в насос» совместно с другими станциями нефтепровода;

б) параллельно-последовательную работу МНА при работе на параллельно проложенные нефтепроводы;

в) последовательную работу МНА при работе на один нефтепровод;

г) поддержание давления на приеме магистральной насосной станции не ниже заданного и на выходе станции не выше заданного;

д) прием нефти от ССВД в резервуары-сборники нефти при резком изменении давления на приеме НПС в результате остановки станции или насосного агрегата;

е) перекачку, минуя НПС при ее отключении;

ж) прием утечек от магистральных насосов;

з) откачку нефти из резервуаров-сборников в приемный трубопровод магистральной насосной;

и) опорожнение в резервуары-сборники нефти трубопровода на выходе ССВД;

к) опорожнение магистральных насосов, ФГУ, регуляторов давления и надземных трубопроводов ССВД в резервуары-сборники;

л) отключение одного из резервуаров-сборников нефти с помощью фланца-заглушки;

м) очистку перекачиваемой нефти от механических примесей, парафино-смолистых включений и посторонних предметов с помощью ФГУ.

23.Магистральные насосные агрегаты

Требования к магистральным насосным агрегатам

Все НПС на участках МН с одной и той же пропускной способностью должны оснащаться однотипными МНА. Электропривод МНА должен быть рассчитан на напряжение 10 кВ.

Напор магистральных насосов должен приниматься в соответствии с требуемым давлением на НПС для обеспечения заданной пропускной способности нефтепровода, а так же в зависимости от принятой схемы соединения насосов (последовательная, параллельно-последовательная).

Подача магистральных насосов должна приниматься в соответствии с требуемой пропускной способностью нефтепровода и принятой схемы соединения насосов (последовательная, параллельно-последовательная).

Проточная часть насоса должна обеспечивать возможность установки ротора на подачи 0,5; 0,7; 1,25 от номинального значения.

Сменные роторы должны допускать обточку рабочих колес по наружному диаметру (до 10 %)

При определении числа МНА должна учитываться схема их соединения и необходимость наличия резервных насосов.

На каждую группу МНА до 3-х рабочих агрегатов необходимо предусматривать установку 1 резервного МНА.

МНА должны соответствовать требованиям ОТТ-75.180.00-КТН-271-06.

Входной патрубок насоса должен быть расположен справа, а напорный – слева от вертикальной оси, со стороны ЭД.

24.Магистральная насосная

Магистральная насосная станция предназначена для перекачки нефти в магистральный нефтепровод от подпорной насосной, которая создает предварительный напор на всасывании первого по ходу нефти магистрального насоса для его бескавитационной работы. [1]

Заглубленная подпорная нефтенасосная станция.

В магистральных насосных станциях насосы работают под постоянным заливом от трубопровода, подающего нефть на перекачку. [2]

Основными токоприемниками магистральной насосной станции на 0 4 кВ являются: электродвигатели компрессоров масло - и водо-насосов, погружных насосов, сантехустановок, электрозадвижки и ти-ристорные возбудительные устройства на 380 В. [3]

Основными токоприемниками магистральной насосной станции на 0 4 кВ являются: электродвигатели компрессоров масло - и водо-насосов погружных насосов, сантехустановок, электрозадвижки и тиристорные возбудительные устройства на 380 В. [4]

Выход из строя одной промежуточной магистральной насосной станции на любой ЛПДС влечет потерю производительности магистрального трубопровода до 40 % от проектной. Поэтому значение промежуточной магистральной насосной станции в общем технологическом процессе работы МНПП очень высоко. При приемке МНПП в эксплуатацию в зимних условиях существует одна проблема - образование ледяных пробок в трубопроводе, парализующих работу всего технологического комплекса из-за прекращения перекачки до полного отогрева ледяных пробок. На выполнение работ, связанных с нахождением и устранением ледяных пробок, затрачивается много времени и средств. [5]

На рис. 36 показан пример компоновки магистральной насосной станции нефтепровода подачей 2200 м3 / ч с четырьмя центробежными насосами 1, привод которых осуществляется электродвигателями АЗП-1600-2 6 кВ, 1600 кВт, 2980 об / мин, с замкнутым циклом вентиляции. [6]

На перекачивающих головных и промежуточных станциях в качестве основных сооружений устраиваютмагистральные насосные станции, оборудованные специальными весьма мощными насосными агрегатами, перекачивающими сотни и тысячи тонн нефтепродуктов в час и развивающими напоры в несколько сотен метров. Эти насосные агрегаты для своего охлаждения потребляют значительное количество воды. [7]

На перекачивающих головных и промежуточных станциях в качестве основных сооружений устраиваютмагистральные насосные станции, оборудованные специальными весьма мощными насосными агрегатами, перекачивающими сотни и тысячи тонн нефтепродуктов в час п развивающими напоры в несколько сотен метров. Эти насосные агрегаты для своего охлаждения потребляют значительное количество воды. [8]

Подобное разложение твердых отложений, их утилизация способствует бесперебойной и надежной работемагистральных насосных станций, всего технологического комплекса за счет продления межремонтного срока магистральных насосов. [9]

Система автоматического регулирования давления предназначена для поддержания значений давления на входе и выходе магистральной насосной станции ( МНС), равных уставочным значениям, которые задаются оператором из магистрального диспетчерского пункта ( МДП), а также для поддержания давления на входе станции не ниже уставочного и давления на выходе не выше уставочного во избежание нештатных ситуаций. [10]

Неритмично работал МНПП Омск-Сокур, где ежедневно ( с начала 1970 г. до середины 1971 г.) выходили из строя магистральные насосы на всех промежуточных магистральных насосных станциях за исключением магистральной насосной на ЛПДС Омск, на которую нефтепродукт поступал после отстоя в резервуарах НПЗ. На промежуточных ЛПДС резервуарные емкости, через которые можно было бы направить поток перекачиваемого нефтепродукта, несущего твердовзвешенные частицы, и таким способом предотвратить их попадание в трущиеся пары торцевого уплотнения магистрального насоса, отсутствуют и нет возможности отстоя топлива. [11]

На площадках промежуточных станций перекачки нефти и нефтепродуктов, не имеющих резервуарных парков, разрешается нефтесодержащие производственные стоки сбрасывать по самостоятельной отводной сети в резервуары для сбора технологических утечек при магистральных насосных станциях. [12]

Выход из строя одной промежуточной магистральной насосной станции на любой ЛПДС влечет потерю производительности магистрального трубопровода до 40 % от проектной. Поэтому значение промежуточной магистральной насосной станции в общем технологическом процессе работы МНПП очень высоко. При приемке МНПП в эксплуатацию в зимних условиях существует одна проблема - образование ледяных пробок в трубопроводе, парализующих работу всего технологического комплекса из-за прекращения перекачки до полного отогрева ледяных пробок. На выполнение работ, связанных с нахождением и устранением ледяных пробок, затрачивается много времени и средств. [13]

Электрозадвижки хлопушки и пенного пожаротушения имеют только местное управление. В качестве пусковой и защитной аппаратуры применяются силовые блоки, комплектуемые в щит станции управления ( ЩСУ) для резервуарного парка, размещаемого в электрощитовом помещении, а питание этого ЩСУ предусматривается двумя вводами от разных секций КТП магистральной насосной станции. На каждом щите предусматривается блок аварийного автоматического переключения на резервное электроснабжение.

25.Система оборотного водоснабжения.

Требования к системе оборотного водоснабжения

Для охлаждения синхронных электродвигателей МНА должна быть предусмотрена система оборотного водоснабжения, которая состоит из насосной станции, аппаратов воздушного охлаждения и сетей оборотного водоснабжения.

Объем воды в баке системы должен приниматься из расчета 5-ти минутной максимальной производительности насоса. Полезная емкость бака должна быть не более 10 м3.

Должна быть предусмотрена установка 3-х насосов из расчета: 2 насоса - в работе, 1 насос – в резерве.

Должно быть предусмотрено автоматическое пополнение бака оборотной воды при снижении уровня ниже рабочего за счет испарения и допустимых утечек через уплотнения насосов системы оборотного водоснабжения.

Должна быть предусмотрена байпасная линия для работы, минуя АВГ.

Насосы должны подбираться исходя из расхода воды для секции воздухоохладителя конкретного электродвигателя и допустимого давления в воздухоохладителе, потерь напора в системе трубной обвязки АВГ. Насосы должны обеспечивать расчетный расход воды на 3 работающих МНА плюс 1 в режиме АВР.

Техническая характеристика АВГ (поверхность теплообмена, количество секций, количество труб в секции, число рядов труб в секции, коэффициент оребрения и др.) должны подбираться, исходя из технических требований по температуре входящей воды и отводимых потерь тепла для охлаждения электродвигателей, а также климатических характеристик района установки системы оборотного водоснабжения.

Должна быть предусмотрена работа АВГ в автоматическом режиме (отключение, включение) по показателям температуры оборотной воды на выходе из насосной оборотного водоснабжения.

26.Маслосистема

Требования к маслосистеме 

Для маслоснабжения и охлаждения подшипников МНА должна предусматриваться единая маслосистема на всю группу установленных агрегатов.

Оборудование маслосистемы должно располагаться в здании, оборудованном кессоном, предотвращающим попадание грунтовых и талых вод в помещение.

Оборудование маслосистемы должно соответствовать классу пожароопасности П-1.

В составе маслоситемы должно быть предусмотрено следующее оборудование:

а) маслонасосы (один – рабочий, один – резервный);

б) маслонасос для обеспечения замены масла;

в) фильтры для очистки масла (один – рабочий, один – резервный);

г) два рабочих масляных бака с визуальным указателем уровня;

д) три резервуара для хранения масла (отдельные резервуары для хранения чистого масла, для хранения отработанного масла и для оперативного слива загрязненного масла) с визуальным указателем уровня;

е) аппараты воздушного охлаждения для обеспечения температурного режима (два аппарата – рабочих, один – резервный).

ж) аккумулирующий (аварийный) бак для подачи масла под действием гидростатического давления на смазку подшипников магистральных насосов и электродвигателей в случае аварийной остановки маслонасосов.

Объем резервуаров хранения, рабочих масляных баков и аккумулирующего (аварийного) маслобака должны определяться расчетов в зависимости от числа МНА.

Фильтры для очистки масла должны иметь сменные фильтрующие элементы.

Насосы, сепаратор и рабочие маслобаки должны располагаться в кессонной части здания.

Рабочие масляные баки должны располагаться на отметке, обеспечивающей уклоны обратных трубопроводов не менее 0,017.

Резервуары хранения должны располагаться на отметках, обеспечивающих работу вспомогательного насоса при откачке и заполнении рабочих баков и возможность перелива масла из баков, расположенных в приямке маслосистемы.

Высота установки аккумулирующего (аварийного) маслобака по отношению к осям насосных агрегатов должна обеспечивать давление масла на входе в подшипники насосных агрегатов в соответствии с требованиями ОТТ-75.180.00-КТН-271-06.

Для обеспечения АВР должна быть предусмотрена обвязка маслонасосов с отдельным приемом из каждого маслобака и совмещенным выкидом.

На обвязке маслонасосов должны применяться виброизолирующие рукава.

Температура масла на входе в подшипники в соответствии с величиной установленной заводом-изготовителем МНА должна обеспечиваться автоматической работой аппаратов воздушного охлаждения независимо от температуры окружающего воздуха.

Должно быть предусмотрено 3 аппарата воздушного охлаждения исходя из
условия: 2 - в работе, 1 - в резерве.

Должно быть предусмотрено отключение МНА по минимальному уровню масла в аккумулирующем (аварийном) баке. Минимальный уровень должен определяться расчетом и соответствовать максимально необходимому объему для обеспечения расхода масла на подшипниках насосных агрегатов на время их полной остановки (выбега).

27.Подпорные насосные агрегаты.

На НПС с РП для подачи перекачиваемой нефти к магистральным насосам, если они не располагают необходимым кавитационным запасом, должна быть предусмотрена установка ПНА.

Установка ПНА должна предусматриваться на открытой бетонной площадке. Установка ПНА в заглубленном помещении не допускается.

Подпорные насосные должны быть оборудованы вертикальными или горизонтальными насосами, при этом должен быть выполнен расчет допустимой разницы отметок оси насоса и днища резервуара, обеспечивающей бескавитационную работу с учетом потерь в технологических трубопроводах.

Вертикальные подпорные насосные агрегаты должны соответствовать требованиям ОТТ-23.080.00-КТН-138-06, горизонтальные подпорные насосные агрегаты – требованиям ОТТ-23.080.00-КТН-139-06.

При проектировании новых НПС минимальное количество работающих ПНА должно быть 2.

На каждую группу ПНА до 4-х работающих агрегатов необходимо предусматривать установку 1 резервного ПНА.

На НПС группа ПНА должна оснащаться однотипными ПНА.

Технологическая обвязка подпорных насосов должна выполняться из условия параллельной работы насосов, а также применения их для зачистки резервуаров, внутрипарковой перекачки и откачки нефти из резервуаров сброса нефти.

Подключение ПНА к выкидным технологическим трубопроводам должно осуществляться с помощью трубных компенсаторов. Расчет компенсаторов должен выполняться в составе проекта.

Проектом должны быть предусмотрены параметры уклонов подпорных насосов с обозначением на рабочих чертежах параметров вертикальности не более 0,2 мм/м, для этого должна быть предусмотрена горизонтальность верхней части фундаментов насосов не менее 1,0 мм/м с выполнением площадок под установочные (монтажные) прокладки.

Проектом должна быть предусмотрена наружная изоляция корпуса стакана подпорных вертикальных насосов, уплотнение входного трубопровода в соединении с фундаментом для исключения попадания грунтовых вод между фундаментом и стаканом.

Площадки обслуживания подпорных агрегатов должны быть разборными для проведения ремонтов насосов и электродвигателей, обслуживания систем КИП и А.

Для обслуживания и ремонта подпорных насосов должна выполняться бетонная площадка с подъездной дорогой для самоходного грузоподъемного механизма.

ПНА должны быть оснащены стационарной контрольно-сигнальной виброаппаратурой в соответствии с требованиями РД-08.00-60.30.00-КТН-016-1-05.

28.Подпорная насосная станция

Подпорная насосная станция предназначена для забора нефти из магистрального нефтепровода или резервуарного парка и для подачи ее в магистральную насосную с напором до 90 м с целью обеспечения бескавитационной работы магистральных насосов. В зависимости от числа магистральных насосов в работе находится от одного до трех подпорных насосов. [1]

К основным системам относятся подпорные насосные станции, резервуарные парки. К вспомогательным - котельные, водонасосные, насосные автоматического пожаротушения, охранная сигнализация, трансформаторные подстанции, канализационные насосные. [2]

В состав сооружений головной НПС всегда входят резер-вуарный парк и подпорная насосная станция, совмещенная с основной насосной или расположенная в отдельном здании. Подпорная насосная служит для подачи жидкости на вход основных насосов, так как при откачке из безнапорных резервуаров основные насосы не в состоянии вести откачку без предварительного создания давления жидкости на их входе. На многих трубопроводах, находящихся в эксплуатации, промежуточные насосные станции также имеют емкости для нефти или нефтепродуктов и ведут откачку из этих емкостей. [3]

В соответствии с назначением упомянутых станций в состав сооружений головной насосной всегда входят резервуарный парк и подпорная насосная станция, совмещенная с основной насосной или расположенная в отдельном здании. Подпорная насосная служит для подачи жидкости на вход основных насосов, так как при откачке из безнапорных резервуаров основные насосы не в состоянии вести откачку без предварительного создания давления жидкости на их входе. На многих трубопроводах, находящихся в эксплуатации, промежуточные насосные станции также имеют емкости для нефти или нефтепродуктов и ведут откачку из этих емкостей. [4]

Вертикальные подпорные насосы по сравнению с НМП имеют некоторые преимущества. Отсутствие необходимости строить громоздкие заглубленные подпорные насосные станции позволяет значительно уменьшить капитальные затраты. Насосы типа НМПв имеют 1500 об / мин. [5]

Вертикальные подпорные насосы по сравнению с НМП, имеют некоторые преимущества. Отсутствие необходимости строить громоздкие заглубленные подпорные насосные станции позволяет значительно уменьшить капитальные затраты. Эти насосы могут быть расположены ближе к резервуарному парку, что снижает гидравлические потери и улучшает всасывание. [6]

На центральной платформе были установлены две автономные автоматизированные системы, одна из которых обеспечивала управление разработкой и контроль за добычей нефти, а вторая - безаварийную эксплуатацию магистральных нефте-и газопроводов. Системы контролируют состояние подпорных насосных станций и положение входных и выходных задвижек на всех платформах вдоль трубопроводов; состояние устройств для запуска и приемки очистных скребков на эксплуатационных платформах и станциях системы перекачки; состояние скважин, давление на устье и в трубопроводах, дебит нефти и газа; положение задвижек скважин на каждой из эксплуатационных платформ; суммарную добычу за сутки по каждой платформе и в целом по комплексу; температуру нефти на входе и выходе подпорных насосных станций; давление; положение задвижек; текущий объем откачиваемой нефти; превышение температуры сверх допустимой в ответственных узлах насосных и компрессорных станций; запуск и прием скребков с подачей информации на телеэкраны и одновременной ее записью с помощью печатающих устройств; запуск и остановку насосных и компрессорных станций, поддержание заданного давления на их приеме и выкиде; изменение состояния задвижек подводных трубопроводов; состояние газопроводов и поддержание необходимого давления в них; остановку и пуск в эксплуатацию всех платформ или подпорных станций за исключением терминала Эмден. [7]

НПС современного магистрального трубопровода - сложный технологический комплекс, состоящий из основных и вспомогательных систем, которые обеспечивают бесперебойное проведение операций перекачки нефти и нефтепродуктов. К основным сооружениям относятся подпорные насосные станции, резервуар-ные парки. К, вспомогательным системам относится - котельные, водонасосные, насосные автоматического пенотушения, ох -, ранная сигнализация, трансформаторные подстанции, дизельные подстанции, канализационные насосные. [8]

Наклонную линию профиля давления, которая характеризует также градиент давлений, следует провести, начиная от ftmax, нанесенной на линию ординат в точке К, до пересечения ее с кривой профиля местности. Это и будет точка / /, где необходимо устанавливать первую подпорную насосную станцию. Затем / гтах следует нанести на линию ординат в данной точке и повторять последовательно эту графическую операцию до тех пор, пока линия профиля напора от последней станции пересечет кривую профиля местности в точке V или за ней. [9]

На центральной платформе были установлены две автономные автоматизированные системы, одна из которых обеспечивала управление разработкой и контроль за добычей нефти, а вторая - безаварийную эксплуатацию магистральных нефте-и газопроводов. Системы контролируют состояние подпорных насосных станций и положение входных и выходных задвижек на всех платформах вдоль трубопроводов; состояние устройств для запуска и приемки очистных скребков на эксплуатационных платформах и станциях системы перекачки; состояние скважин, давление на устье и в трубопроводах, дебит нефти и газа; положение задвижек скважин на каждой из эксплуатационных платформ; суммарную добычу за сутки по каждой платформе и в целом по комплексу; температуру нефти на входе и выходе подпорных насосных станций; давление; положение задвижек; текущий объем откачиваемой нефти; превышение температуры сверх допустимой в ответственных узлах насосных и компрессорных станций; запуск и прием скребков с подачей информации на телеэкраны и одновременной ее записью с помощью печатающих устройств; запуск и остановку насосных и компрессорных станций, поддержание заданного давления на их приеме и выкиде; изменение состояния задвижек подводных трубопроводов; состояние газопроводов и поддержание необходимого давления в них; остановку и пуск в эксплуатацию всех платформ или подпорных станций за исключением терминала Эмден. [10]

Технологическая схема пшовной перекачивающей станции. / подпорная насосная, 2 - - - - - площадка филы ров и счетчиков, 3 - магистраль-пая насосная, 4 площадка ретуляторов. 5 - площадка пуска скребков, 6 резервуарный парк.

Промежуточные перекачивающие станции размещают по трассе трубопровода в соответствии с гидравлическими расчетами всей трассы. Средняя величина длины перегона между станциями для первой очереди ввода в эксплуатацию составляет 100 - 200 км, для второй очереди - 50 - 100 км. В составе технологических сооружений промежуточных перекачивающих станций отсутствуют резервуарный парк,подпорная насосная станция и узел учета. [11]

Если по трубопроводу на протяжении всей его эксплуатации транспортируется продукция одного, относительно хорошо изученного нефтедобывающего района, желаемую годовую пропускную способность трубопровода можно определить, исходя из плана добычи нефти. Поступая так, следует, однако, учитывать, что экономика указанной системы может быть изменена за счет монтажа подпорных насосных станций на ограниченный период времени ( на несколько лет), в частности, на период максимальной добычи нефти на промысле. По истечении этого периода насосные станции могут быть демонтированы и перемещены в другое место, где в них возникнет надобность. В последующем обстановка может быть осложнена другими факторами, например, если в данном районе будет открыто новое месторождение нефти, продукцию которого необходимо транспортировать по существующему трубопроводу. [12]

Магистральные нефтепроводы предназначены для транспорта нефти из районов ее добычи в морские, речные, железнодорожные пункты налива и на нефтеперерабатывающие заводы, а магистральные нефтепродуктопроводы - для транспорта нефтепродуктов из районов их производства до наливных станций или баз, расположенных в местах потребления. На магистральных нефте - и нефтепродуктопроводах строят насосные перекачивающие станции ( НПС) двух видов: головные и промежуточные. Головные станции располагаются в начале трубопровода и служат для перекачки нефти или нефтепродуктов из резервуарных парков в магистральный трубопровод. Промежуточные станции предназначены для повышения давления перекачиваемых продуктов в магистральном трубопроводе. В соответствии с назначением указанных станций в состав сооружений головной НПС всегда входят резервуарный парк и подпорная насосная станция, совмещенная с основной насосной или расположенная в отдельном здании. Подпорная насосная служит для подачи жидкости на вход основных насосов, так как при откачке из безнапорных резервуаров основные насосы не могут работать без предварительного создания давления жидкости на их входе. [13]

В состав этих станций, кроме основной высоконапорной насосной, входит подпорная насосная. Иногда обе насосные объединены в одном помещении, но разделены по группам. Головная НПС имеет большой резервуарный парк. Состав сооружений промежуточных перекачивающих станций мало отличается от состава головных. Основное отличие состоит в том, что резервуарные парки на промежуточных НПС обычно отсутствуют. Также зачастую отсутствуют и подпорные насосные станции. Соответственно, объем и число вентиляционных систем уменьшаются. [14]

29.Гидравлическая характеристика нефтепровода.

Гидравлическая характеристика трубопровода

Графическое представление зависимости гидравлических потерь в трубопроводе от производительности перекачки Hтр(Q)  называется гидравлической характеристикой трубопровода. Гидравлические потери в трубопроводе складываются из линейных (потери напора на трение) и местных потерь.

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

       

где - коэффициент гидравлического сопротивления;

- внутренний диаметр, м;

- скорость движения жидкости, м/с;

- ускорение силы тяжести (= 9,81 м/с). 

lтр- длина трубопровода

Определение коэффициента гидравлического сопротивления

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

где D- внутренний диаметр трубопровода; [м] .       

где Q – секундный расход, м3/с;

W- фактическая скорость течения нефти в трубопроводе

νррасчетное значение кинематической вязкости [м2/сек]

при числах менее 2000 по формуле:

            (А1)

при числах от 2000 до 2800 по формуле:

 (А2)

при числах от 2800 до по формуле:

 (А3)

при числах от до по формуле:

 (А4)

Предельные значения , и значения приведены в таблице А.1.

Наружный диаметр, мм

530

73 000

3 200 000

0,0130

720

100 000

4 500 000

0,0124

820

110 000

5 000 000

0,0123

1020

120 000

6 000 000

0,0121

1220

125 000

6 800 000

0,0120

При числах , больших указанных в таблице А.1 (в квадратичной зоне), значение коэффициента гидравлического сопротивления остается постоянным.

30.Работа центробежного насоса на нефтепровод. Уравнение баланса напоров.

Режим работы системы «насос – трубопровод»

Режимы работы насоса или насосных станций на трубопровод определяются подачей и напором, в данный момент времени, которые складываются иа условия материального и энергетического баланса насоса и трубопровода.

Рассмотрим схему работы насоса на трубопровод.

Составим уравнение баланса напоров относительно оси насоса

 hп  +  Hн (Q)  = hк  + z + Hтр(Q)  

где: hп  - подпор насоса,  Hн (Q) – напор насоса.

 Hтр(Q)- гидравлические потери в трубопроводе, hк- конечный напор,   zразность высот начальной и конечной точки трубопровода.

откуда

   Hн (Q)  =( hк − hп )+ z+ Hтр(Q)  

Полученное уравнение справедливо при любой подача и показывает, что напор насоса затрачивается на гидравлические потеря во всем трубопроводе при движении жидкости в нем с расходом Q  на подъём жидкости на высоту Z  и на создание разности напоров между начальным и конечным сечениями.

Правая часть этого уравнения называется потребным напором Hпот(Q)  . Она имеет постоянную часть , не зависящую от расхода, и переменную, зависящую от расхода и представляющую полные гидравлические потери в трубопроводе.

Таким образом

   Hн (Q)  = Hпот(Q)  

Это выражение представляет уравнение материального баланса (равенство подачи насоса Qн, расходу а трубопроводе  Qтр) и энергетического баланса ( Hн  = Hпот)  

Решить это уравнение относительно Q  можно аналитически или графоаналитически.

Координаты точки M (Q0, Н0 ) пересечения этих кривых, называемых еще совмещенными (Q—Н)-характеристиками насоса и участка трубопровода, дают графическое решение уравнения баланса напоров.

Абсцисса Q0, точки М есть решение уравнения по подаче, а ее ордината Н0 определяет напор на выходе станции. Точка М называется рабочей точкой системы насос - трубопровод . 

31.Параллельная работа центробежных насосов НПС на нефтепровод.

Параллельная работа центробежных насосов на трубопровод

Совместная работа нескольких насосов на один общий напорный трубопровод (сеть) называется параллельной работой насосов (рис. 7.1).

Рис. 7.2. Характеристика параллельной работы двух одинаковых центробежных насосов и трубопровода

Рассмотрим параллельную работу двух центробежных насосов с одинаковой производительностью. Установим, как изменяется напор и расход перекачиваемой жидкости при их параллельной работе по сравнению с индивидуальной работой на том же трубопроводе (сети).

На рисунке 7.2 представлены характеристики двух одинаковых центробежных насосов (характеристики одинаковые, поэтому совпадают) и характеристика трубопровода.

Для построения суммарной характеристики при параллельной работе насосов необходимо удвоить абсциссы характеристики одного насоса при неизменном напоре, так как при таком напоре два параллельно работавших насоса увеличат расход вдвое. Так, для нахождения точки суммарной характеристики нужно удвоить отрезок , т.е. . Аналогично находят другие точки характеристики и по ним строят данную.

Рабочей точкой каждого из двух индивидуально работающих насосов будет точка , которой соответствует напор и расход . Их рабочей точкой при параллельной работе будет , которой соответствует напор и расход .

Для определения производительности каждого насоса при параллельной работе необходимо из точки провести линию параллельно оси до пересечения в точке 2 с характеристикой . Координаты точки 2 определяют напор и расход каждого насоса при их параллельной работе на общий трубопровод:

,        (7.1)

.        (7.2)

Суммарная производительность параллельно работающих насосов меньше суммы производительности при индивидуальной работе . Это объясняется тем, что суммарная производительность больше производительности одного насоса , поэтому возрастают гидравлические потери в напорном трубопроводе пропорционально квадрату расхода.

С возрастанием гидравлических потерь возрастает напор насосов

,        (7.3)

где – геодезическая высота подъема жидкости;

– суммарные гидравлические потери в трубопроводе.

Увеличение напора при постоянной частоте вращения насоса приводит к уменьшению расхода. Наибольший эффект в повышении подачи способом параллельного соединения насосов будет в случае, когда главные характеристики насосов будут крутые.

Последовательная работа центробежных насосов НПС на нефтепровод.

Последовательная работа центробежных насосов на трубопровод

Последовательной работой называется работа насосов (рис. 7.3), при которой насос 1 подает жидкость во всасывающий патрубок другого насоса 2, который нагнетает жидкость в напорный трубопровод.

Рассмотрим последовательную работу двух одинаковых центробежных насосов. На рисунке 7.4 показаны характеристики двух одинаковых центробежных насосов и характеристика трубопровода. Для построения характеристики при последовательной работе необходимо ординаты характеристики удвоить при постоянном расходе.

При работе одного насоса на данную сеть рабочей точкой будет с расходом и напором .При последовательной работе на ту же сеть рабочей точкой будет с напором и расходом . При этом увеличится расход , и, соответственно, возрастут гидравлические потери и напор ..

Рис. 7.4. Характеристики двух одинаковых, последовательно соединенных насосов

и трубопровода

33.Регулирование режима работы насоса на трубопровод

Регулирование режимов работы НПС нефтепроводов

Существующие методы регулирования работы НПС подразделяются на методы плавного и ступенчатого регулирования.

Метод ступенчатого регулирования

Методы ступенчатого регулирования имеют в своём большинстве один общий недостаток - режим работы НПС и нефтепровода при их осуществлении изменяется ступенчато, что не всегда отвечает необходимой степени изменения режима работы и часто требует подрегулирования с помощью неэкономичного метода дросселирования. Поэтому экономичные в своей основе методы ступенчатого регулирования не всегда обеспечивают транспорту нефти минимально возможные энергозатраты.

Метод плавного регулирования

К теоретически возможным методам плавного регулирования относятся: перепуск, дросселирование, изменение числа оборотов ротора насосов.

К методам ступенчатого регулирования относят: изменение числа работающих насосов НПС, изменение схемы соединения насосов на НПС, изменение числа ступеней у многоступенчатых насосов, замена роторов (рабочих колёс) насосов, изменение диаметра рабочего колеса насосов.

Метод регулирования перепуском

Метод регулирования перепуском состоит в перепуске части жидкости с выхода насоса вновь на его вход (рис. 4.1а). При этом происходит изменение характеристики трубопроводной системы, на которую работает насос и изменяется месторасположение рабочей точки НПС. Это влечёт за собой изменение режима работы нефтепровода.

Допустим, в начальный момент НПС 1 работала без перепуска на нефтепровод 2 (рис. 4.1б). Рабочая точка системы занимает положение М, производительность нефтепровода равна Q0.

Откроем задвижку на перепускном трубопроводе 3. Жидкость теперь движется не только по одному нефтепроводу 2, но и по перепускному трубопроводу 3. С гидравлической точки зрения это означает появление в системе дополнительного элемента - трубопровода 3. Теперь для нахождения рабочей точки системы необходимо первоначально найти суммарную H-Q характеристику трубопроводов 2 и 3.

Рис. 4.1. Изменение режимов работы НПС перепуском

Эти трубопроводы согласно рис. 4.1 соединены между собой параллельно. Поэтому для нахождения их суммарной характеристики следует сложить 2 и 3 путём сложения их абсцисс (Q) при одинаковых ординатах (Н). В итоге получается кривая (2+3). Рабочей точкой системы при работе НПС с перепуском будет точкап.

Как видно, при работе с перепуском производительность НПС возрастает с Qo до Qn. Посмотрим, какое количество жидкости при этом будет поступать в нефтепровод 2. Нефтепровод 2 расположен на выходе НПС и находится под напором станции, равным согласно Мп величине Нп. При напоре Нп нефтепровод 2 будет пропускать через себя, если следовать его H-Q характеристике, производительность Q2, меньшую первоначальной Q0, существовавшей при перекачке без перепуска.

Таким образом, при перекачке с перепуском производительность нефте провода всегда только снижается.

Данный метод регулирования является неэкономичным, т.к. при его осуществлении производительность нефтепровода снижается, а производительность НПС, напротив, возрастает. Это вызывает перерасход энергии на единицу транспортируемой нефти.

Регулирование режима работы НПС дросселированием

Регулирование режима работы НПС дросселированием состоит в создании потоку искусственного сопротивления в виде сужения площади поперечного сечения потока в каком-либо его месте (сечении). Реализуется данный метод на узлах регулирования НПС с помощью управляемых со щита станции и автоматикой регуляторов давления или регулирующих заслонок.

Суть данного метода показана на рис. 4.2. При полностью открытом дроссельном органе D (заслонке, регуляторе и т.д.) рабочей точкой системы является точка М, производительность системы (нефтепровода) равна Q0, гидропотери в ней Н0.

Если дроссельный орган D прикрыть, то его сопротивление увеличится, и к потерям напора в нефтепроводе, отображённом на рис. 4.26, кривой 2, прибавляя потери напора в дроссельном органе. Общие потери напора в системе возрастут, им будет соответствовать кривая 2'. Рабочая точка системы и НПС переместится в положение Мд, производительность нефтепровода снизится до Qs.

Интересно проследить как изменяется напор НПС при дросселировании. Согласно рис. 4.2б напор, развиваемый станцией при дросселировании, увеличивается до Нд, потери же напора в нефтепроводе, напротив уменьшаются. При производительности Qd они в соответствии с H-Q характеристикой собственно нефтепровода 2 (без учёта дроссельного органа) составляют Н'д Напор, соответствующий разности Нд - Н'д, развивается НПС не производительно, т.к. теряется на дроссельном органе.

Таким образом, при дросселировании производительность нефтепровода всегда только уменьшается. Данный метод регулирования также неэкономичен, т.к. НПС непроизводительно развивает излишний напор, что делает дороже транспорт нефти в связи с перерасходом энергии.

Рис. 4.2.  Изменение режимов работы НПС перепуском дросселированием

Регулирование режима работы НПС изменением числа оборотов ротора насосов

При регулировании режима работы НПС изменением числа оборотов ротора насосов происходит изменение H-Q характеристик насосов, как это показано на рис. 4.3.

Рис. 4.3. Регулирование режимов работы НПС изменением

числа оборотов ротора

С увеличением числа оборотов характеристика смещается вправо и вверх в соответствии с зависимостями

 H = H0 ۰( n/n0 )2 ;  Q = Q0 ۰n/n0

Как видно из рисунка, при данном методе регулирования насос развивает напор и подачу, строго соответствующие сопротивлению и пропускной способности нефтепровода. Поэтому при данном методе не наблюдается излишний расход энергии. Это самый экономичный метод регулирования.

Из всех рассмотренных методов плавного регулирования на НПС практически используется только метод дросселирования. Перепуск не находит применения потому, что при пологопадающих H-Q характеристиках насосов он менее экономичен, чем дросселирование, а насосы НПС как раз имеют пологопадающие характеристики. Регулирование изменением частоты вращения роторов насосов не используется в связи с отсутствием мощных электродвигателей с регулируемой частотой вращения роторов.

Метод регулирования режимов работы НПС изменением диаметра рабочего колеса.

Диаметры рабочих колес центробежных насосов НМ, НПВ и НМП могут быть изменены обточкой колес на станке. Обточка в пределах 10% практически не приводит к снижению КПД насосов, H-Q характеристика же насоса при этом изменяется подобно тому, как это происходит при изменении числа оборотов ротора насоса

Рис. 4.4. Регулирование режимов работы НПС изменением диаметра

рабочего колеса

Допустимая степень обрезки рабочего колеса определяется заводом изготовителем. Ориентировочно для насосов с номинальной подачей до 2500 м3/ч включительно, максимальная обрезка рабочего колеса составляет 20%. Для насосов с номинальной подачей более 2500 м3/ч, максимальная обрезка рабочего колеса составляет ориентировочно 10%.

При изменении наружного диаметра рабочего колеса, характеристики насоса пересчитываются по следующим формулам и таблице 6.3:

,     (6.36)

,     (6.37)

,     (6.38)

где: Q , Q1  – подача насоса до и после обточки рабочего колеса соответственно, м3/c;

H , H1  – напор насоса до и после обточки рабочего колеса соответственно, м;

Δh, Δh1 – кавитационный запас насоса до и после обточки рабочего колеса соответственно, м;

D , D1  – диаметр рабочего колеса насоса  до и после обточки соответственно, м;

L, r – показатели, принимаемые для каждого типа насоса в соответствии с коэффициентом быстроходности согласно таблице 6.3.

Таблица 6.3 – Зависимость показателей степени L, r от коэффициента быстроходности

Коэффициент быстроходности насоса

Снижение в % к.п.д. η насоса на каждые 10% обточки

Показатель L в формуле 6.36

Показатель r в формуле 6.37

70 - 125

1,0 – 1,5

1

2

125 - 175

1,5 – 2,5

1,3

2,2

< 175

2,5 – 3,5

1,85

2,35

На практике наиболее часто встречающаяся задача это расчет обрезки колеса, если известно что до обрезки насос при заданной подаче развивал напор Н, а требуется напор H1 при той же подаче. В пределах рабочей зоны насоса, степень обрезки колеса может быть приближенно рассчитана с применением формулы:

     (6.40)

Очистка перекачиваемой нефти.  

34.Требования по обеспечению очистки перекачиваемой нефти

Для очистки перекачиваемой нефти от механических примесей и посторонних предметов на входе НПС должен предусматриваться узел фильтрации.

Трубопровод для отбора давления DN 100 из входного и выходного коллекторов фильтров должен прокладываться подземно. Задвижки DN 100 на этом трубопроводе должны устанавливаться подземно в герметичном колодце. Следует предусматривать установку оборудования КИП и А в надземном утепленном шкафу.

Магистральная насосная должна оснащаться магистральными насосами с двойными торцевыми уплотнениями, циклонной системой смазки и охлаждения уплотнений.

На НПС с РП для обеспечения надежной работы подпорных насосов необходимо предусматривать на входе насоса установку фильтра-грязеуловителя.

На НПС с СИКН для обеспечения надежной работы оборудования необходимо предусматривать установку фильтра-грязеуловителя.

35.Защита по давлению технологических трубопроводов и оборудования НПС с РП.

Требования к защите по давлению технологических трубопроводов и оборудования

На НПС с РП должна предусматриваться установка узлов с предохранительными устройствами и автоматически открывающаяся задвижка для защиты по давлению технологических трубопроводов РП.

Автоматически открывающаяся задвижка также должна выполнять функцию защиты резервуара от перелива.

Один узел должен устанавливаться на приёмных трубопроводах РП, а второй между подпорной и магистральной насосными, а при наличии СИКН - между подпорной насосной и СИКН.

Число рабочих устройств для первого узла должно рассчитываться на максимальную пропускную способность нефтепровода, а для второго узла - на 70 % от максимальной пропускной способности нефтепровода.

Установочное давление (настройка начала срабатывания) клапанов должно определяться исходя из условий защиты и несущей способности технологических трубопроводов, оборудования и резервуаров от повышения давления в результате нарушения технологического процесса перекачки нефти.

Предохранительные клапаны должны предусматривать их работу при наличии противодавления в линии сброса, величина которого определяется гидравлическим сопротивлением и разностью высот верхней отметки сбросного трубопровода и трубопровода клапанов. В этом случае установочное давление предохранительных клапанов должно уменьшаться на величину противодавления.

Для проведения ремонта на каждом узле должна предусматриваться установка 2-х резервных клапанов с минимальным установочным давлением срабатывания соответствующего узла.

Проектом следует определять:

а) рабочее давление на входе НПС Рвх (для узла №1);

б) общее количество клапанов на каждом узле в зависимости от пропускной способности нефтепровода и типа предохранительных клапанов;

в) количество клапанов в каждой группе;

г) давление настройки и количество клапанов при ступенчатой настройке.

Предохранительные клапаны должны иметь коэффициент расхода
не менее 0,6.

До и после каждого предохранительного устройства следует устанавливать отключающие задвижки с ручным управлением. Задвижки должны быть опломбированы в открытом положении.

Для обеспечения ремонта и техобслуживания предохранительных клапанов необходимо предусматривать установку шаровых кранов PN 25 (для выпуска воздуха) между предохранительным клапаном и задвижками на входе и выходе.

Предохранительные клапаны должны размещаться на бетонной площадке.

Емкость резервуаров для аварийного сброса должна обеспечивать прием нефти из расчета максимального поступления нефти на НПС за 1 час. Количество резервуаров должно быть не менее 2-х и рассчитываться исходя из обеспечения приема указанного объема нефти в случае вывода одного резервуара в ремонт.

Трубопровод сброса нефти от предохранительных клапанов должен быть введен в резервуар через крышу, поступление нефти в резервуар при сбросе должно осуществляться под уровень продукта. Расстояние в свету между стенкой и трубопроводом должно быть не менее 2-х метров. Узел прохода трубопровода через крышу должен быть оснащен сальниковым уплотнением с гильзой из искробезопасного материала..

Установка понтонов в резервуарах, предназначенных для аварийного сброса нефти, запрещается.

На трубопроводе, предназначенном для аварийного сброса нефти, запрещается установка запорной арматуры.

Для трубопроводов обвязки предохранительных клапанов должен быть выполнен тепловой расчет и при необходимости предусмотрены мероприятия по защите от застывания в них рабочей среды (теплоизоляция, электрообогрев).

36.Система сглаживания волн давления.

Требования к ССВД

На промежуточных НПС нефтепровода DN 700 и более должна предусматриваться ССВД. Применение ССВД должно обосновываться расчётами нестационарных процессов и времени быстродействия регуляторов давления, устанавливаемых на предыдущей НПС.

ССВД должна обеспечивать снижение воздействия на МН волны давления, возникающей при переходных процессах (остановка НПС, отключение насосного агрегата и т.д.). ССВД должно обеспечивать сброс части потока нефти из приемной линии МН в резервуары-сборники, снижая величину и скорость роста давления до величины, не превышающей несущей способности трубопровода на технологическом участке.

Технические характеристики ССВД должны определяться на основании гидравлических расчетов переходных процессов.

Число резервных клапанов должно определяться из условия: до 4-х рабочих - 1 резервный.

ССВД должна устанавливаться на байпасе приёмной линии НПС после ФГУ. До исполнительных органов ССВД должна предусматриваться установка задвижек с электроприводом, отключающих каждый клапан ССВД. Диаметр байпасного трубопровода должен выбираться так, чтобы площадь сечения его была не менее половины площади сечения приемной линии.

После исполнительных органов ССВД должна предусматриваться установка задвижек с ручным управлением. Задвижки должны быть опломбированы в открытом положении.

После исполнительных органов ССВД должна предусматриваться установка датчиков наличия потока нефти.

Объём резервуаров-сборников для сброса нефти от ССВД должен быть не менее:

а) для НПС на нефтепроводе менее DN 700 - 150 м3;

б) для НПС на нефтепроводе DN 700 и DN 800 - 200 м3;

в) для НПС на нефтепроводе DN 1000 - 400 м3;

г) для НПС на нефтепроводе DN 1200 - 500 м3.

  1.  Сброс нефти при срабатывании ССВД должен осуществляется по отдельным трубопроводам в подземные горизонтальные резервуары. В качестве сбросных резервуаров должны использоваться горизонтальные стальные резервуары единичной емкостью 100 и
    50 м
    3, количество которых определяется в зависимости от диаметра трубопровода в соответствии с пунктом 8.13.7. Минимальное количество резервуаров – 2.
  2.  

 

37.Система дренажа, сбора утечек и их откачки.

Требования к системе дренажа, сбора утечек и резервуарам сборникам

Система дренажа должна быть предназначена для освобождения технологического оборудования от нефти путем открытия дренажных задвижек. Система сбора утечек должна быть предназначена для отвода утечек нефти из оборудования. Сбор утечек и дренаж технологического оборудования должен осуществляется по отдельным трубопроводам в подземные горизонтальные дренажные емкости (резервуары-сборники).

Емкость резервуаров-сборников должна быть на нефтепроводе от DN 700 до DN 1200 – не менее 80 м3 (2 емкости по 40 м3), на нефтепроводе менее DN 700 – не менее 40 м3 (2 емкости по 20 м3).

Опорожнение резервуаров-сборников должно выполняться погружными электронасосными агрегатами, во взрывозащищенном исполнении.

Электронасосный агрегат должен соответствовать техническим требованиям, принятым в ОАО «АК «Транснефть».

Трубопроводы системы дренажа и системы сбора утечек должны прокладываться отдельно и соединяться в конце общего дренажного коллектора, после его подключения ко всем резервуарам-сборникам.

Подключение трубопроводов системы дренажа и систем сбора утечек к подпорным насосам следует предусматривать через виброгасящие рукава.

Трубопроводы дренажа и сбора утечек из насосных агрегатов должны оборудоваться узлом пропарки.

Трубопроводы дренажной системы должны использоваться для заполнения и опрессовки магистральных насосов после ремонта, а также ФГУ после их опорожнения.

В начальных точках трубопроводов дренажа, отвода утечек и отвода масла от МНА должны быть предусмотрены узлы для продувки трубопроводов, обустроенные штуцером с арматурой и заглушкой.

На НПС с РП должны быть предусмотрены следующие диаметры дренажных трубопроводов:

а) общий дренажный коллектор у резервуаров-сборников – DN 200;

б) от ФГУ до общего дренажного коллектора – DN 150;

в) от всасывающих и напорных трубопроводов магистральных насосов до дренажного коллектора магистральных насосов – DN 50;

г) от дренажного коллектора магистральных насосов до общего дренажа
коллектора – DN 150;

д) от регуляторов давления до дренажного коллектора регуляторов давления – DN 50;

е) от дренажного коллектора регуляторов давления до коллектора, идущего от ФГУ к общему дренажному коллектору – DN 150;

ж) от подпорной насосной до коллектора, идущего от ФГУ к общему дренажному коллектору – DN 100.

На НПС без РП должны быть предусмотрены следующие диаметры дренажных трубопроводов:

а) общий дренажный коллектор у резервуаров-сборников – DN 200;

б) от ФГУ до общего дренажного коллектора – DN 150;

в) от всасывающих и напорных трубопроводов магистральных насосов до дренажного коллектора магистральных насосов – DN 50;

г) от дренажного коллектора магистральных насосов до общего дренажа
коллектора – DN 150;

д) от регуляторов давления до дренажного коллектора регуляторов давления – DN 50;

е) от дренажного коллектора регуляторов давления до коллектора, идущего от ФГУ к общему дренажному коллектору – DN 100;

ж) от ССВД до дренажного коллектора ССВД – DN 50;

з) от дренажного коллектора ССВД до коллектора, идущего от ФГУ к резервуарам – DN 100.

Вне помещений трубопроводы сбора утечек должны прокладываться в теплоизоляции.

По всей протяженности трубопроводов дренажа и сбора утечек должен быть обеспечен постоянный уклон в сторону дренажной емкости (резервуара) не менее 0,002 и исключены местные провисы для обеспечения полного освобождения трубопроводов и оборудования от нефти.

Требования к резервуарам сборникам

Материалы и конструкция резервуаров-сборников должны соответствовать климатическим условиям района их установки.

Резервуары-сборники должны устанавливаться подземно на бетонное основание.

Люки резервуаров-сборников должны быть расположены на 500 мм выше поверхности земли после засыпки резервуаров.

Резервуары-сборники должны быть заземлены и иметь внутреннее и наружное антикоррозионное покрытие, соответствующее требования раздела 10 настоящего документа.

На каждом резервуаре-сборнике должно быть предусмотрено следующее оборудование:

а) клапан дыхательный со встроенным огнепреградителем;

б) замерный люк;

в) люк-лаз;

г) патрубок для установки насоса;

д) сигнализатор уровня;

Подключение трубопроводов к резервуару должно быть безфланцевое.

Резервуары-сборники должны быть оборудованы газо-воздушной линией. Соединение труб в газо-воздушной линией должно выполняться без тройников прямыми врезками.

Внутри резервуара-сборника должна предусматриваться стальная задвижка DN 150 с ручным приводом и выводом управления через люк на высоту не менее 600 мм над уровнем земли.

Резервуар-сборник должен быть оборудован искробезопасной лестницей для доступа внутрь резервуара.

38.Трубопроводная арматура.  

Требования к трубопроводной арматуре

Арматура должна соответствовать общим техническим требованиям, утвержденным ОАО «АК «Транснефть» для каждого вида арматуры.

При проектировании НПС в зонах с интенсивностью сейсмического воздействия свыше 6 баллов по MSK-64, вся арматура должна применяться в сейсмостойком исполнении.

Соединение трубопроводной арматуры с основными и вспомогательными трубопроводами должно быть сварным.

Соединение трубопроводной арматуры с надземными трубопроводами и оборудованием допускается выполнять фланцевым с применением прокладок из терморасширенного графита.

Трубопроводная арматура, устанавливаемая на подземных трубопроводах должна устанавливаться без сооружения колодцев (кроме обратных затворов с демпфером).

Установка запорной арматуры и затворов обратных с демпфером должна обеспечивать доступ для обслуживания фланцевых соединений, сальниковых устройств и демпферов.

Для обеспечения ремонта и техобслуживания затворов обратных с демпфером, при установке на подземном трубопроводе, необходимо предусматривать герметичные технологические колодцы.

Все задвижки, узлы обслуживания которых расположены на расстоянии более 1,4 м от планировочной отметки, следует оборудовать стационарными площадками обслуживания с лестницами и ограждением.

В зависимости от назначения технологических трубопроводов следует предусматривать установку запорной арматуры в соответствии с классификацией, приведенной в таблице 2.

Таблица 2 – Классификация запорной арматуры основных технологических трубопроводов

Наименование

объекта

Вид

арматуры

Класс

герметичности

затвора

Номинальное давление, PN МПа

Конструктивные особенности (соединение с трубопроводом, управление)

1. Нагнетательные и всасывающие линии магистральных насосов (агрегатные задвижки)

Шиберная

задвижка

А

8,0

сварное,

электропривод

2. Приёмные (всасывающие) линии подпорных насосов (агрегатные задвижки).

Шиберная

задвижка

А

1,6

сварное,

электропривод

3.Выкидные (нагнетательные) линии подпорных насосов (агрегатные задвижки).

Шиберная

задвижка

А

2,5

Сварное,электропривод

4.Технологические трубопроводы НПС

4.1Технологические трубопроводы РП

Шиберная

задвижка

А

1,6

сварное, электропривод

4.2Технологические трубопроводы на входе и выходе узла предохранительных клапанов №1 и выходе узла №2.

Шиберная

задвижка

А

1,6

сварное,ручное

4.3Участок технологических трубопроводов между магистральной и подпорной насосной – вход узла предохранительных клапанов №2.

Шиберная

задвижка

А

2,5

сварное, электропривод

4.4Участок технологических трубопроводов от задвижки на приеме НПС до входа в магистральную насосную (включая ФГУ и ССВД).

Шиберная

задвижка

А

4,0

сварное,

электропривод

4.5Участок технологических трубопроводов от насосной до задвижки на выходе НПС (включая блок регуляторов давления)

Шиберная

задвижка

А

8,0

сварное,

электропривод

В зависимости от назначения вспомогательных трубопроводов следует предусматривать установку запорной арматуры в соответствии с классификацией, приведенной в таблице 3.

Таблица 3 - Классификация запорной арматуры вспомогательных трубопроводов

Наименование

объекта

Вид

арматуры

Класс герметичности затвора

Условный проход, DN

Номинальное давление, PN, МПа

Конструктивные особенности (соединение с трубопроводом, управление)

1. Узел фильтрации

Кран
шаровой

А

до 100

4,0

сварное, ручное

Задвижка клиновая
Кран
шаровой

А

100 и более

4,0

сварное, ручное

2. Блок ССВД

Кран
шаровой

А

до 100

4,0

сварное, ручное

3. Узел регуляторов давления

Кран
шаровой

А

до 100

7,5

сварное, ручное

4. Магистральная насосная

Кран
шаровой

А

до 100

1,6

сварное, ручное

7,5

сварное, ручное

Задвижка клиновая
Кран
шаровой

А

100 и более

7,5

сварное, ручное

5. Подпорная насосная

Кран
шаровой

А

до 100

1,6

сварное, ручное

2,5

сварное, ручное

6. РП

Кран
шаровой

А

до 100

1,6

сварное, ручное

Задвижка клиновая
Кран
шаровой

А

100 и более

1,6

сварное, ручное

7. Резервуары
аварийного сброса

Кран
шаровой

А

до 100

1,6

сварное,

ручное

8. Резервуары-сборники (НПС без РП)

Кран
шаровой

А

до 100

4,0

сварное,
ручное,
с позиционным ручным регулированием
1, 2

Задвижка клиновая
Кран
шаровой

А

100 и более

1,6

сварное,
электропривод
3

Задвижка клиновая
Кран
шаровой

А

100 и более

4,0

сварное,
электропривод
4

9. Емкости дренажные (НПС с РП)

Кран
шаровой

А

до 100

1,6

сварное,
ручное,
электропривод
3

10. Система смазки и охлаждения без обвязки НА (НА с синхронным двигателем)

Кран
шаровой

В, С

до 100

1,6

фланцевое,
ручное

11. Маслосистема

Кран
шаровой

В

до 100

1,6

фланцевое,
ручное

Задвижка клиновая
Кран
шаровой

В

100 и более

1,6

фланцевое,
ручное

12. Насосная станция оборотного водоснабжения

Кран
шаровой

В, С

до 100

1,6

фланцевое,
ручное

Задвижка клиновая
Кран
шаровой

В, С

100 и более

1,6

фланцевое,
ручное

13.Насосная пожаротушения

Кран
шаровой

А

до 100

1,6

сварное, ручное

2,5

сварное, ручное

Примечания

1− Шаровой кран с ручным позиционным регулированием устанавливаемый на байпасе и обеспечивающий  дросселирование потока нефти от погружных насосв откачки утечек при давлении в приемном трубопроводе магистральной насосной ниже 2,8 МПа.

2− Шаровой кран с ручным позиционным регулированием применяется на НПС без РП для установки на трубопроводе подачи нефти к емкостям котельной с целью регулирования производительности.

3− Запорная арматура с электроприводом применяется для установки на трубопроводе подачи нефти к резервуарам котельной и обеспечивает автоматическое перекрытие трубопровода при достижении максимального уровня взлива в резервуарах котельной.

4− Запорная арматура, задействованная в автоматизации технологического процесса откачки утечек из резервуаров-сборников и наливу нефти в резервуары при котельной.

Запорная арматура на подземных трубопроводах должна размещаться в приямках с его засыпкой легковыемным материалом (щебень, ПГС). Уровень засыпки должен быть не менее чем на 100 мм ниже фланца корпуса основного разъема арматуры. Сальниковые узлы должны находиться выше уровня засыпки.

В зависимости от назначения технологических трубопроводов следует предусматривать установку обратных затворов в соответствии с классификацией, приведенной в таблице 4.

Таблица 4 – Классификация обратных затворов

Наименование

объекта

Быстродействие

Номинальное давление, МПа

Конструктивные особенности (соединение с трубопроводом)

1. Обратные затворы между нагнетательными и всасывающими линиями магистральных насосов

небыстродействующий

время срабатывания от 2 до 5 с.

8,0

сварное

2 Обратные затворы на выходе магистральной насосной.

быстродействующий время срабатывания не более 2 с.

8,0

сварное

3. Выкидные линии подпорных насосов.

быстродействующий время срабатывания не более 2 с.

2,5

сварное

4. Выкидные линии погружных насосов дренажных емкостей.

быстродействующий время срабатывания не более 2 с.

1,6

сварное

5.Технологические трубопроводы НПС

5.1Технологические трубопроводы на выходе предохранительных клапанов узла №1 и №2.

быстродействующий время срабатывания не более 2 с.

1,6

сварное

5.2Технологические трубопроводы между подпорной и магистральной насосной.

быстродействующий время срабатывания не более 2 с.

2,5

сварное

Затворы обратные должны соответствовать требованиям
ОТТ-75.180.00-КТН-274-06.

Технологические  трубопроводы

Требования к технологическим трубопроводам 

При проектировании технологических трубопроводов НПС следует руководствоваться требованиями СНиП 2.05.06, СНиП III-42, СНиП 3.05.05, ПБ 03-585, ВНТП 5.

В зависимости от рабочего (номинального) давления технологические трубопроводы подразделяются на следующие категории в соответствии с таблицами 5, 6.

Таблица 5 – Категории технологических трубопроводов НПС с РП

Категория

Рабочее давление, МПа

Технологические трубопроводы

Р1

4,0

Трубопровод от узла запуска-приема (пропуска) СОД до блока ФГУ.

Р2

7,5

Трубопровод от магистральной насосной до блока регуляторов давления.

Трубопроводы обвязки магистральной насосной.

Трубопроводы обвязки узла регуляторов давления.

Р3

1,6

Дренажные трубопроводы от блока ФГУ, подпорной насосной, магистральной насосной, блока регуляторов давлений до емкости для сбора утечек.

Трубопровод от блока ФГУ до предохранительных клапанов.

Трубопровод от предохранительных клапанов до резервуаров сброса.

Трубопровод от предохранительных клапанов до РП.

Трубопровод от РП до входного патрубка подпорных насосов.

Трубопроводы обвязки узла предохранительных клапанов № 1.

Трубопровод от нагнетательной линии погружных насосов дренажной емкости к топливным емкостям котельной.

Р4

6,3

Трубопровод от узла регуляторов давления до узла запуска-приема (пропуска) СОД.

Р5

2,5

Трубопровод от подпорной насосной до магистральной насосной.

Трубопроводы обвязки подпорной насосной от выходного патрубка насосов.

Трубопроводы обвязки узла предохранительных клапанов № 2.

Таблица 6 – Категории технологических трубопроводов НПС без РП

Категория

Рабочее давление, МПа

Технологические трубопроводы

Р1

4,0

Трубопровод от узла запуска-приема (пропуска) СОД до блока ФГУ.

Трубопровод от блока ФГУ до магистральной насосной.

Трубопроводы ССВД.

Р2

7,5

Трубопровод от магистральной насосной до блока регуляторов давления.

Трубопроводы обвязки магистральной насосной.

Трубопроводы обвязки узла регуляторов давления.

Р3

1,6

Дренажные трубопроводы от блока ФГУ, магистральной насосной, блока регуляторов давления до резервуаров-сборников.

Трубопровод от блока ССВД до резервуаров-сборников.

Трубопровод от нагнетательной линии погружных насосов дренажной емкости к топливным емкостям котельной.

Р4

6,3

Трубопровод от узла регуляторов давления до узла запуска-приема (пропуска) СОД

Диаметры технологических трубопроводов НПС с РП от узла запуска-приема (пропуска) СОД до блока ФГУ, от блока ФГУ до предохранительных клапанов, от предохранительных клапанов до резервуаров сброса и сборного коллектора РП, от сборного коллектора РП до сборного коллектора подпорной насосной, от подпорной насосной до магистральной насосной, от магистральной насосной до узла регуляторов давления, от узла регуляторов давления до узла запуска-приема (пропуска СОД), от блока ССВД до резервуаров-сборников, должны приниматься равными диаметру магистрального нефтепровода.

Диаметры остальных технологических трубопроводов должны определяться на основании гидравлических расчетов

При выполнении гидравлических расчетов технологических трубопроводов должна учитываться установка СИКН.

Не допускается врезка в нижнюю образующую технологических трубопроводов или оборудования патрубков с запорной арматурой или заглушками с фланцевыми соединениями, образующих тупиковые участки без возможности их промывки.

Прокладка технологических трубопроводов по территории площадки НПС должна осуществляться в соответствии с требованиями ПБ 03-585, СНиП II-89,
СНиП 3.05.05.

Технологические трубопроводы должны проектироваться с уклонами, обеспечивающими их опорожнение при остановке. Уклон трубопроводов следует принимать не менее 0,002.

Расстояния от трубопроводов до строительных конструкций, как по горизонтали, так и по вертикали должны приниматься с учетом возможности сборки, ремонта, осмотра, нанесения изоляции, а также величины смещения трубопровода при температурных деформациях в соответствии с ПБ 03-585, СНиП II-89.

Минимальные расстояния от технологических трубопроводов до сооружений РП должны приниматься в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03.

Прокладка технологических трубопроводов должна предусматриваться подземная, за исключением следующих участков:

а) обвязки ФГУ;

б) обвязки регуляторов давления;

г) обвязки предохранительных клапанов;

д) обвязки ССВД;

е) приемо-раздаточные патрубки резервуаров.

Глубина заложения трубопроводов должна быть не менее 0,8 м от поверхности земли до верхней части трубы (теплоизоляции).

Ширина нижней части траншей должна быть не менее:

а) для трубопроводов до DN 700 – DN+300 мм;

б) для трубопроводов DN 700 и более – 1,5 DN.

При диаметрах трубопроводов DN 1200 и DN 1400 и при траншеях с откосом выше 1:0,5 ширину траншеи допускается уменьшать до величины DN + 500 мм.

При взаимном пересечении трубопроводов расстояния между стенками труб (теплоизоляции) в свету должно составлять не менее 350 мм, а пересечения должны выполняться под углом не менее 60º.

Пересечения с инженерными сетями должны проектироваться в соответствии с требованиями подраздела 15.1 настоящего документа.

При подземной прокладке трубопроводов, в случае одновременного расположения в одной траншее 2-х и более трубопроводов, они должны располагаться в один ряд (в одной горизонтальной плоскости). Расстояние между стенками труб (теплоизоляции) в свету следует принимать при следующих диаметрах трубопроводов:

а) до DN 300 включительно - не менее 0,4 м;

б) более DN 300 мм - не менее 0,5 м.

При прокладке трубопроводов в скальных, гравийно-галечниковых и щебенистых грунтах и засыпке этими грунтами должна предусматриваться подсыпка из мягких грунтов толщиной не менее 100 мм. Изоляционное покрытие в этих условиях должно быть защищено от повреждений путем присыпки трубопровода мягким грунтом на толщину не менее 200 мм.

Участки трубопроводов в местах прокладки через стены не должны иметь сварных стыков.

40.Системы вентиляции.

Требования к системам вентиляции 

В производственных и служебно-бытовых зданиях для обеспечения метрологических условий, чистоты и взрывобезопасности воздушной среды должны быть предусмотрены системы приточно-вытяжной вентиляции с механическим, естественным побуждением или смешанная, а также кондиционирование.

Кратность воздухообмена в помещениях объектов НПС, в которых имеет место выделение паров нефти (категории А и Б) в зависимости от класса перекачиваемой нефти, должна быть не менее:

а) для нефти с массовой долей серы до 0,6 % включительно - 3 обмена в час;

б) для нефти с массовой долей серы от 0,61 % до 1,8 % включительно - 8 обменов в час;

в) для нефти с массовой долей серы от 1,81 % до 3,5 % включительно - 10 обменов в час.

В помещениях высотой менее 6 м кратность воздухообмена должна быть увеличена на 25 % на каждый метр снижения высоты.

Для помещений зданий и сооружений объемом до 300 м3 категорий А и Б и пребыванием в них обслуживающего персонала до 2 ч в смену следует проектировать вытяжную вентиляцию с естественным побуждением и механическую с восьми кратным воздухообменом в час по полному объему помещения, включаемую автоматически по загазованности или вручную перед входом в помещение, и неорганизованный естественный приток.

В помещениях категории А и Б объемом более 300 м3 должна быть предусмотрена общеобменная механическая приточно-вытяжная вентиляция с кратностью, определяемой пунктом 16.6.2.

В помещениях категории А и Б объемом более 300 м3 вытяжную вентиляцию следует проектировать:

а) для нефти с массовой долей серы до 0,6 % включительно - естественную из верхней зоны через шахты с дефлекторами;

б) для нефти с массовой долей серы от 0,61 % до 1,8 % включительно - естественную однократную из верхней зоны и механическую из нижней зоны.

Кроме этого, необходимо предусматривать аварийную вытяжную вентиляцию с восьми кратным воздухообменом в час по полному объему помещения, включаемую автоматически по загазованности от газоанализатора. Для возмещения расхода воздуха, удаляемого аварийной вентиляцией, специальных приточных систем не предусматривать.

Вытяжная общеобменная вентиляция складывается из:

а) механической, из нижней зоны на 80 % общего расхода;

б) естественной, из верхней зоны на 20 % общего расхода.

Систему вентиляции необходимо проектировать с учетом обеспечения доступа для обслуживания воздуховодов, вентиляторов и их двигателей.

Средства автоматизации (контроля, автоматического регулирования, защиты оборудования, блокировки и управления) систем отопления и вентиляции следует проектировать, руководствуясь главой СНиП по проектированию отопления, вентиляции и кондиционирования, РД-06.02-72.60.00-КТН-059-1-05 и требованиями настоящего раздела.

Включение систем аварийной вентиляции должно быть предусмотрено автоматическое по срабатыванию установленных в помещении сигнализаторов взрывоопасной концентрации паров углеводородов и ручное (дистанционное или местное). Включающее устройство для всех систем обслуживаемого помещения должно быть размещено снаружи здания у основного эвакуационного выхода (со стороны операторной).

В служебно-бытовых и производственных зданиях должны быть предусмотрены воздушно- тепловые завесы с электрокалориферами.

Система защиты калориферов от замерзания должна предусматриваться без остановки вентиляторов (с устройством обводного воздуховода).

Помещение для вентиляционного оборудования должно быть отделено противопожарной преградой от обслуживаемого помещения в соответствии со СНиП 21-01.

Для обеспечения ремонта, либо замены калориферов должна быть предусмотрена фланцевая запорная арматура, отсекающая калориферы приточной и подпорной вентиляции от трубопроводов систем отопления. Каждая калориферная установка должна быть снабжена гильзами для термометров и манометров на подающем и обратном трубопроводах, а также воздушниками в верхних точках и дренажными устройствами в нижних точках обвязки калориферов.

В помещениях с производствами категории А, Б, В все воздуховоды должны быть выполнены из несгораемых материалов.

Осевые вентиляторы, применяемые в системе вентиляции помещений категории А, Б, В должны быть выполнены во взрыво и искро- безопасном исполнении.

На вытяжных воздуховодах вентиляционного оборудования, пересекающих противопожарную преграду, следует предусматривать огнезадерживающие устройства 

Конструкция и прокладка воздуховодов вытяжных систем, в которых возможно выпадение конденсата, должны обеспечить сток конденсата в нижнюю точку и его слив в канализацию. На трубопроводе отвода конденсата должна быть установлена запорная арматура.

Вентиляционное оборудование, металлические трубопроводы и воздуховоды систем отопления и вентиляции помещений категории А должны быть заземлены.

Помещения ЗРУ и КТП должны быть оборудованы аварийной вытяжной вентиляцией, включаемой извне и не связанной с другими вентиляционными устройствами. Аварийная вентиляция должна рассчитываться на 5-ти кратный обмен воздуха в час.

41.Системы пожаротушения.

Требования к системам пожаротушения

На НПС следует предусматривать:

а) для РП – СПП, основанные на применении низкократной пены, и системы водяного охлаждения;

б) для закрытых зданий и сооружений, в которых установлено оборудование для транспортировки нефти (в соответствии с таблицей 18) – АСТВ.

в) для открытых площадок магистральных, подпорных нефтеперекачивающих станций – системы пенного тушения пожаров, основанные на применении низкократной пены с применением ВПУ.

ВПУ состоит из лафета (или поворотного участка трубопровода) и автоматической насадки.

Лафет – необслуживаемый, поворотный в вертикальной и горизонтальной плоскостях пожарный ствол, монтируемый на опоре.

Насадка – автоматическое устройство для получения пены низкой или средней кратности, обеспечивающее заданный режим работы не зависимо от давления сети, имеющее встроенную систему промывки (без перекрытия потока).

СПП и водяного охлаждения подразделяются по типу пуска на:

а) автоматические (с автоматическим, дистанционным и местным пуском);

б) стационарные (с дистанционным и местным пуском);

в) системы тушения (охлаждения) от передвижной пожарной техники.

Для автоматических и стационарных СПП резервуаров и открытых площадок магистральных (подпорных) насосных расчетное время тушения пожаров должно приниматься 15 мин.

Время заполнения защищаемых объемов зданий и сооружений высокократной пеной при объемном тушении должно быть не более 10 мин, при локальном тушении – не более 3 мин.

Инерционность автоматических и стационарных СПП (резервуаров, открытых площадок магистральных и подпорных насосных) и систем водяного охлаждения данных объектов должна быть не более 3 мин.

Расчетное количество пенообразователя для СПП определяется исходя из наибольшего (диктующего) расхода рабочего раствора пенообразователя (определяется по оценке фактических значений расходов для группы объектов) и расчетного времени тушения одного пожара.

Резерв пенообразователя, следует принимать равным двукратному расчетному количеству. Расчетное количество пенообразователя и резерв должны храниться в мембранных емкостях баков - дозаторов в постоянной готовности к применению (на 3 тушения пожара).

Нормативный запас воды должен храниться в резервуарах противопожарного запаса воды и определяется как сумма объемов воды для следующих целей:

а) для обеспечения пенного тушения пожара;

б) на водяное охлаждение защищаемых объектов;

в) на работу пожарной техники от пожарных гидрантов.

При расчете противопожарного запаса воды для НПС с РП расчетное время (продолжительность) охлаждения резервуаров (горящего и соседних с ним) следует принимать:

а) для наземных резервуаров: при подаче воды автоматической или стационарной системой в течение 4 ч; при подаче воды передвижной пожарной техникой (при отсутствии автоматической или стационарной системы охлаждения) в течение 6 ч;

б) для подземных резервуаров, для целей наружного пожаротушения объектов на НПС без РП в течение 3ч.

Расход воды на наружное пожаротушение на один пожар должен приниматься для здания, требующего наибольшего расхода воды, согласно СНиП 2.04.02.

СПП и водяного охлаждения резервуарных парков.

СПП подразделяются по способу подачи пены на:

а) СПТ – подача пены низкой кратности осуществляется через нижний пояс резервуара непосредственно в слой нефти или нефтепродукта;

б) СПС – подача пены низкой кратности осуществляется в зону уплотняющего затвора для резервуаров типа РВСП, в зону кольцевого пространства между стенкой резервуара и барьером для удержания пены для резервуаров типа РВСПК или на поверхность нефти или нефтепродукта в резервуарах, предназначенных для хранения высоковязкой нефти;

в) СКП-подача пены низкой кратности осуществляется одновременно сверху в зону уплотняющего затвора для резервуаров типа РВСП или в зону кольцевого пространства между стенкой резервуара и барьером для удержания пены для резервуаров типа РВСПК и через нижний пояс резервуара непосредственно в слой нефти или нефтепродукта.

Для противопожарной защиты резервуаров должны предусматриваться системы пенного тушения пожаров и водяного охлаждения в соответствии с требованиями РД 19.00-74.20.11-КТН-004-1-05.

Система подслойного тушения пожаров

СПТ – комплекс устройств, оборудования, фторсодержащего пленкообразующего пенообразователя, предназначенных для тушения пожара нефти и нефтепродуктов подачей низкократной пены в основание резервуара, непосредственно в слой нефти или нефтепродукта.

Система тушения подачей низкократной пленкообразующей пены сверху на поверхность нефти или нефтепродукта.

СПС – комплекс устройств, оборудования, фторсодержащего пленкообразующего пенообразователя, предназначенных для тушения пожара нефти и нефтепродуктов подачей пены на поверхность нефти или нефтепродукта.

Система комбинированного тушения пожаров

СКП представляет собой совокупность СПТ и СПС.

При проектировании СКП на каждый линейный ввод СПТ и СПС должна быть предусмотрена отдельная запорная арматура с электроприводом.

Растворопроводы СПТ и СПС в пределах обвалования должны прокладываться параллельно друг другу.

Система водяного охлаждения

Система водяного охлаждения – комплекс устройств, оборудования и трубопроводов, предназначенных для подачи воды на охлаждение всей поверхности стенки горящего резервуара и половины стенки (четверти) стенки (считая по периметру) соседнего резервуара в зависимости от расположения резервуаров в группе. При этом подача воды при пожаре на охлаждение всей поверхности стенки горящего резервуара должна предусматриваться в автоматическом режиме, а открытие задвижек при подаче воды на охлаждение любой половины (четверти) стенки соседнего резервуара должно производиться дистанционно, персоналом объекта.

Автоматические системы тушения пожаров высокократной пеной закрытых зданий и сооружений.

По воздействию на защищаемые объекты АСТВ подразделяются на:

а) системы объемного тушения пожаров;

б) системы локального тушения пожаров по объему.

Системы локального тушения пожаров пеной высокой кратности применяются для тушения пожаров отдельных агрегатов или оборудования в тех случаях, когда применение систем тушения пожаров для защиты помещения в целом технически невозможно или экономически нецелесообразно.

В АСТВ следует использовать только специальные пенообразователи, предназначенные для получения пены высокой кратности или универсальные фторсинтетические пленкообразующие пенообразователи, предназначенные для получения пены низкой, средней или высокой кратности.

Перечень объектов, подлежащих оборудованию автоматическими системами тушения пожаров высокократной пеной, представлен в таблице 18.

Таблица 18 - Объекты, подлежащие оборудованию АСТВ

Наименование объекта

Условия, определяющие необходимость оборудования объекта АСТВ

Магистральная, подпорная насосные, расположенные в здании (помещение)

Независимо от площади помещения

Блок (камеры) регуляторов давления, расположенные в здании (помещение)

Sпом>300 м2

Здание (помещение) маслосистемы

Sпом>1000 м2

Камеры, узлы управления задвижек, расположенные в помещение

Категории А и Б по взрывопожарной опасности при Sпом>300 м2

Здание СИКН

при Sпом>300 м2

Складские здания (помещения) для хранения нефтепродуктов в таре

Категории А и Б по взрывопожарной опасности при Sпом>300 м2

Прочие здания склада (разливочные, расфасовочные и др)

Категории А и Б по взрывопожарной опасности при Sпом>300 м2

АСТВ (при объемном тушении) должны обеспечивать заполнение защищаемого объема пеной до высоты, превышающей самую высокую точку оборудования не менее чем на 1 м, в течение времени не более 10 мин.

Если АСТВ применяется в нескольких помещениях, в качестве расчетного принимается, то помещение, для защиты которого требуется наибольшее количество рабочего раствора пенообразователя.

Помещения, защищенные автоматическими установками пожаротушения, должны быть оборудованы самозакрывающимися дверьми с уплотнениями в притворах.

Система управления эвакуацией и оповещения о пожаре должна проектироваться в соответствии требованиями НПБ 104-03, РД-06.02-72.60.00-КТН-059-1-05, РД-19.00-74.20.11-КТН-004-1-05.

В качестве запорной арматуры для трубопроводов должна применяться арматура с номинальным давлением не менее 1,6 МПа и имеющая класс герметичности «А». Соединение запорной арматуры с трубопроводами – сварное.

Запорная арматура с электроприводом для подачи огнетушащих веществ по направлениям к защищаемым объектам должна располагаться в отдельных сооружениях для электроприводных задвижек, в насосных станциях пожаротушения, пунктах приготовления рабочего раствора пенообразователя в зависимости от применяемой схемы сети противопожарного водопровода и растворопроводов. Установка данной запорной арматуры в колодцах не допускается.

Требования к водо- и растворопроводам

При проектировании сетей водо- и растворопроводов автоматических систем пожаротушения и автоматической системы водяного орошения резервуаров следует руководствоваться требованиями РД 19.00–74.20.11–КТН–004–1–05.

Водо-и растворопроводы по территории НПС должны прокладываться подземно.

При проектировании внутреннего противопожарного водопровода, а также при определении минимального расхода воды для внутреннего пожаротушения, следует руководствовать требованиями СНиП 2.04.01.

На сетях водо- и растворопроводов должна предусматриваться установка пожарных гидрантов и гребенок в соответствии с РД 19.00–74.20.11–КТН–004–1–05;

Пожарные гидранты должны устанавливаться только на противопожарный водопровод.

Расстояния между пожарными гидрантами должно быть не более 80 м.

Ремонтные участки, выделенные колодцами должны отключать не более 3-х пожарных гидрантов.

При проектировании систем тушения пожаров и водяного охлаждения следует применять оборудование с коэффициентом надежности 0,97, обеспечивающее надежную и безотказную работу данных систем на протяжении всего срока службы.

42.Техническое обслуживание и ремонт магистральных насосов.  

Техническое обслуживание и ремонт магистральных насосов предусматривает систематическое выполнение диагностики.

Диагностический контроль осуществляется на объектах, выведенных из эксплуатации, а также на работающих, если того требуют обстоятельства.

Текущий ремонт насосных агрегатов не требует транспортировки узлов и осуществляется без вскрытия крышки насосов. В свою очередь средний ремонт не обходится без демонтажа объекта. При этом демонтированный ротор отправляется на дефектоскопию. Фланцевые изделия легко поддаются монтажу.

Капитальный ремонт производится выездной бригадой.

Перед проведением технического обслуживания необходимо замерить вибрационные параметры, обеспечить контроль утечек в уплотнениях (уточнить их величину), определить герметичность вспомогательных трубопроводов, давление и температуру масла, а также другие параметры, характеризующие исправность оборудования.

В течение 8 часов после ввода насосов в эксплуатацию, выполняется обкатка. При этом фиксируются контролируемые параметры агрегата, сравниваются с предыдущими значениями, в результате чего делают заключение о качестве ремонта.

Для проведения диагностики зачастую применяют виброаппаратуру, позволяющую определить спектральные составляющие вибрации.

Такие средства контроля должны способствовать решению конкретных задач, таких как:

1. Своевременное обнаружение возникающих дефектов составных частей оборудования.

2. Определение объема ремонтных работ.

3. Проверка работоспособности оборудования на сайте http://ngs-penza.ru после монтажа.

4. Установка оптимальных режимов работы после ремонта.

Периодичность планового диагностического контроля определяется по наработке на отказ наиболее слабого звена.

Неплановую диагностику проводят в случае, если изменились:

- интенсивность вибрации;

- уровень шума насоса;

- температура подшипников.

При это величина отклонения каждого параметра оценивается с точки зрения установленных норм. Если изменения в пределах допустимого, то диагностика не требуется. В крайних случаях ведут наблюдение за потенциально «опасными» узлами в агрегатах. Если систематически наблюдать и фиксировать параметры работы насосов, сложно пропустить тот момент, когда оборудование вот-вот выйдет из строя. В настоящее время существуют КИП, позволяющие перевести этот процесс в автоматизированный.

43.Техническое обслуживание и ремонт  полпорных насосов.  

Техническое обслуживание и ремонт магистральных,подпорных и вспомогательных насосов

Система ТОР магистральных, подпорных и вспомогательных насосов предусматривает:

  1.  ДК (оперативный, плановый, неплановый);
  2.  ТО насосов;
  3.  плановые ТР, СР и КР.

Оперативный контроль эксплуатационных параметров работы оборудования ПС осуществляется оператором ПС по показаниям контрольно-сигнальной аппаратуры, установленной в операторной.

Плановый ДК магистральных и подпорных насосов проводится с периодически.

Результатом планового ДК магистральных и подпорных насосов является решение о его дальнейшей эксплуатации либо выводе насоса в ремонт.

Неплановый ДК магистральных и подпорных насосов проводится при отклонении постоянно контролируемых параметров работы оборудования от нормативных значений. Неплановый ДК также осуществляется в случае, когда по результатам оперативного контроля выносится решение о предполагаемом развитии дефекта. Анализ изменения контролируемых параметров проводится с учетом возможных изменений режимов перекачки. Необходимость проведения непланового контроля определяет заместитель начальника ПС.

Плановые ТО, ТР, СР и КР насосного оборудования ПС проводятся в объеме и в сроки, определенные документацией заводов-изготовителей.

ТР насосов предусматривает частичную разборку насоса без демонтажа крышки или секций насоса.

СР предусматривает полную разборку насоса с дефектацией всех деталей и узлов и заменой узлов, отработавших срок службы (ресурс).

В случае приостановки производства ремонтных работ на 8 ч и более, связанных с разборкой магистрального или подпорного насоса, крышка насоса должна быть установлена на корпус и закреплена с полной затяжкой гаек. Места установки торцовых уплотнений должны быть заглушены.

КР магистральных и подпорных насосов проводится в условиях специализированной организации. КР предусматривает дефектацию и ремонт корпусных деталей, замену выемных деталей и узлов, гидравлические испытания на прочность, плотность и параметрические испытания на стенде.

МНА и ПНА после ремонта подлежат обкатке.

Во время обкатки МНА, ПНА после ремонта контролируются следующие параметры:

  1.  напор и производительность насоса;
  2.  потребляемая мощность;
  3.  КПД насоса;
  4.  температура подшипников, камеры торцового уплотнения и корпуса насоса;
  5.  виброскорость на подшипниковых узлах и анкерных болтах крепления насоса к фундаменту;
  6.  осевое смещение ротора;
  7.  величину утечек через торцовые уплотнения;
  8.  отсутствие следов негерметичности по корпусу, разъему корпус-крышка и резьбовым соединениям.

После проведения СР и КР магистральных и подпорных насосов проводится плановый ДК, по результатам которого принимается решение о вводе насоса в эксплуатацию. При этом результаты ДК являются базовыми и служат основой для оценки технического состояния насосного агрегата при дальнейшей его эксплуатации. Базовые характеристики определяются на установившихся рабочих режимах нефтепровода, нефтепродуктопровода.

Все детали, узлы, расходные материалы и ГСМ поставляемые для ремонта в БПО или на ПС, подвергаются входному контролю в БПО (ремонтном подразделении), в ходе которого осуществляется:

  1.  ВИК;
  2.  проверка маркировки и сверка данных маркировки с данными эксплуатационной документации;
  3.  проверка наличия заводского паспорта на торцовые уплотнения, с указанием результатов стендовых испытаний;
  4.  проверка наличия заводского паспорта на роторы, муфты, с указанием сведений о балансировке;
  5.  проверка наличия протокола заводских испытаний подшипников качения с последующей проверкой подшипников качения на собственном испытательном стенде (при наличии).

Вспомогательные насосы после ремонта подлежат обкатке в течение времени, указанном в паспорте или руководстве по эксплуатации на насос завода-изготовителя. При отсутствии таких указаний обкатка проводится в течение 1 ч. Для насосов, время работы которых ограничивается технологическим процессом (для насосов откачки утечек ограничено по объему емкости сбора утечек, для пожарных насосов – временем работы на закрытую задвижку и т. д.), допускается проводить обкатку в течение времени, необходимого для снятия эксплуатационных параметров.

Во время обкатки вспомогательных насосов контролируется стабильность и величина давления на выходе насоса, отсутствие посторонних шумов (определяется на слух), виброскорость на подшипниковых узлах (при обеспечении доступа) и болтах крепления, температура подшипниковых узлов на соответствие заводским характеристикам.

44.Техническое обслуживание и ремонт технических устройств НПС.

(блок регуляторов давления, система сглаживания волн давления, фильтры-грязеуловители, предохранительные клапаны, система сбора и откачки утечек, запорная арматура)

1.Блок регуляторов давления

8.2.1 Технический осмотр

8.2.1.1 При техническом осмотре проверяется:

- герметичность регулятора давления (регулирующих заслонок) по отношению к внешней среде, в том числе состояние и плотность материалов и сварных швов регулятора давления;

- герметичность сальниковых уплотнений вала;

- отсутствие видимых повреждений на элементах привода, подтеков масла редуктора.

8.2.2 Типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту регуляторов давления

8.2.2.1 В таблице 8.4 приведены типовые объемы работ по техническому обслуживанию, ремонту регуляторов давления.

Таблица 8.4 - Периодичность и типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту регуляторов давления

ТО

ТР

КР

1 раз в месяц

1 раз в год

Через 16 лет1

8.2.2.2 Ремонт электроприводов регуляторов давления проводится в объеме и в сроки, указанные в руководстве по эксплуатации и техническому обслуживанию электропривода или при возникновении неисправности.

8.2.2.3 При выявлении дефектов, не устраняемых текущим ремонтом, таких как разгерметизация корпуса, заклинивание, регулятор давления подлежит демонтажу и капитальному ремонту в условиях ЦБПО или в специализированной организации.

8.2.3 Диагностический контроль

8.2.3.1 Диагностический контроль проводится не реже одного раза в 8 лет и совмещается по срокам с периодическим техническим обследованием (ревизией) технологических и вспомогательных нефтепроводов или при возникновении отказов регуляторов давления в работе.

Диагностирование регуляторов давления методами неразрушающего контроля проводится в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-124-02 [2].

При выявлении недопустимых дефектов на приводе и редукторе в виде износа поверхностей скольжения, деформации рычагов и деталей или наличия на них трещин, дефектные детали должны быть заменены.

При выявлении недопустимых дефектов на корпусе регулятора давления, регулятор давления подлежит демонтажу и капитальному ремонту.

8.2.3.2 При выявлении потерь толщины стенок корпуса более 10 % от установленного конструкторской документацией, определяется расчетами соответствие фактических напряжений допускаемым значениям.

8.2.4 Гидравлические испытания

8.2.4.1 Регуляторы давления подвергаются испытаниям на герметичность по отношению к внешней среде водой давлением 1,25Рраб (где Рраб - максимально разрешенное рабочее давление в коллекторе насосных агрегатов).

Гидравлические испытания регуляторов давления проводятся 1 раз в 8 лет и совмещаются по срокам с капитальным ремонтом или гидравлическими испытаниями технологических нефтепроводов. Порядок выполнения испытаний регуляторов давления определяется проектом производства работ.

Допускается применение акустико-эмиссионного контроля регуляторов давления в соответствии с требованиями РД 153-39.4Р-145-2003 [11] вместо проведения гидравлических испытаний.

8.2.4.2 Обнаруженные дефекты подлежат устранению с последующим повторением гидравлических испытаний.

8.2.4.3 Все работы по диагностическому контролю и гидравлическим испытаниям оформляются актами с указанием примененных методов неразрушающего контроля, объемов работ, условий гидроиспытаний (среда, давление, время выдержки).

2.ссвд

Система сглаживания волн давления (ССВД) должна обеспечивать уменьшение крутизны фронта ударной волны, возникающей на приеме НПС при ее остановке. Применительно к конкретной системе и различным клапанам сброса давления ударной волны, в соответствии с требованиями завода-изготовителя (поставщика) системы составляется Руководство (инструкция) по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту ССВД, которая утверждается главным инженером ОАО МН.

ТО

1 мес.

ТР

1 год

КР

15 лет

При замене эластичной камеры клапана Флексфло должно быть обеспечено прижатие эластичной камеры к сердечнику с продолговатыми щелями. В клапане Даниел должно быть обеспечено плотное равномерное прижатие уплотнительных колец к сопрягаемым поверхностям.

После проведения текущего и капитального ремонтов проводятся испытания ССВД согласно 8.3.4. Заполнение аккумуляторов, разделительного бака и подготовка ССВД к работе проводится согласно руководству (инструкции) по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту ССВД, при этом контролируется отсутствие протечек через клапаны и отсутствие поступления нефти в емкость сброса ударной волны.

По завершению ремонта и испытаний осуществляется настройка дросселирующего клапана (регулятора давления) для каждого отдельного типа ССВД согласно руководству (инструкции) по настройке системы на крутизну повышения давления при помощи регулятора положения дросселирующего клапана (регулятора давления).

Настройка ССВД осуществляется по срабатыванию системы на величину превышения давления от установившегося давления в нефтепроводе и по скорости его повышения согласно Руководства (инструкции) по настройке системы применительно к конкретной НПС.

8.3.3 Работоспособность системы после ремонта отслеживается системой автоматики НПС, которая обеспечивает контроль уровня нефти в емкости сброса ударной волны и откачку нефти из емкости в нефтепровод.

При достижении предельного максимального уровня нефти в емкости сброса ударной волны должен автоматически включаться насос откачки, а при понижении уровня нефти до 200 мм выше приемного патрубка - отключаться.

При достижении аварийного максимального уровня нефти в емкости сброса ударной волны должна срабатывать визуальная и звуковая сигнализация в операторной (МДП), поочередное отключение насосных агрегатов, закрытие задвижек подключения ССВД.

Если при включенных насосах откачки, повышается уровень нефти в емкости сброса ударной волны до максимального аварийного, необходимо проверить работоспособность насосов, исправность запорной арматуры, положение запорного органа, засорение фильтра на приеме насосов (если имеется).

Контроль работоспособности проводится после каждого срабатывания системы, но не реже одного раза в смену: визуально проверяются все соединения на возможные повреждения и утечки.

Не реже одного раза в полгода проводится проверка эффективности работы ССВД. При этом фактическая скорость повышения давления на приеме НПС при ее остановке сравнивается с расчетной, указанной в руководстве по эксплуатации системы и строится тренд изменения давления. Изменение крутизны характеристики от первоначального значения свидетельствует о загрязнении трубопроводов, заполненных разделительной жидкостью, что свидетельствует о необходимости их промывки.

Причинами возникновения неисправностей ССВД могут быть:

- уменьшение объема воздуха в системе из-за порыва пузыря аккумулятора и негерметичности воздушных линий и резьбовых соединений вентилей, шаровых кранов, обратных клапанов, клапана переключения; засорение дроссельного клапана;

- уменьшение объема разделительной жидкости (утечки этиленглиголя);

- разрыв эластичной камеры или отсутствие прижатия эластичной камеры к сердечнику с продолговатыми щелями в клапане Флексфло.

По результатам контроля работоспособного состояния система сглаживания волн давления выводится в неплановый ремонт.

8.3.4 Испытания ССВД

Испытания ССВД проводятся после монтажа системы, проведения текущего и капитального ремонтов и включают пневматические и гидравлические испытания.

Пневматические испытания

После сборки проводится испытание (давлением воздуха 1 МПа) пневматической полости аккумулятора (после монтажа в них пузырей) и клапанов регулирования давления. Проверяется исправность всех вентилей. Герметичность швов и мест резьбовых соединений проверяется обмыливанием.

При неудовлетворительных результатах испытаний обнаруженные дефекты устраняются и испытания повторяются.

Гидравлические испытания

Испытания на прочность и плотность элементов гидравлической системы (аккумуляторы, бак разделительный и их соединения) должны проводиться пробным давлением 1,25 Рраб (где Рраб максимальное рабочее давление конкретного участка системы или ее элементов) водой при температуре не ниже 5 °С в течение 10 минут. После чего пробное давление снижается до рабочего и проводится осмотр всех элементов системы. Подъем давления до пробного и снижение его до рабочего должны проводиться плавно. Давление, равное рабочему, должно поддерживаться в течение всего времени, необходимого для осмотра. Контроль осуществляется манометром с пределом измерений 0-6 МПа, классом точности не более 0,6.

Результаты гидравлического испытания на прочность и плотность считаются удовлетворительными, если во время испытания не произошло падения давления по манометру и не обнаружено течи и отпотевания в элементах системы.

При неудовлетворительных результатах испытаний обнаруженные дефекты следует устранить и испытания повторить в полном объеме.

Результаты проверок и испытаний должны быть отражены в соответствующих актах и формулярах.

3.ФГУ

Контроль перепада давления

8.4.1.1 Система фильтров-грязеуловителей должна иметь в резерве не менее одного исправного фильтра.

8.4.1.2 Работоспособное состояние фильтров характеризуется перепадом давления на блоке фильтров. Контроль перепада давления осуществляет оперативный персонал (оператор) каждые два часа.

При очистке магистрального трубопровода, а также после его ремонта и пропуска диагностических устройств в течение не менее 12 ч осуществляется контроль перепада давления с периодичностью не реже одного раза в час.

8.4.1.3 Перепад давления на блоке фильтров определяется дистанционно с помощью датчика перепада давления с унифицированным выходным сигналом. Дополнительно на блоке фильтров должен быть установлен дифференциальный манометр, для измерения разности двух давлений на входе и выходе. Место его установки должно позволять визуально контролировать разность давлений непосредственно на площадке фильтров-грязеуловителей.

Дифференциальный манометр должен иметь предел измерения 0,16 МПа, погрешность шкалы не более ±3 %, выдерживать максимальное статическое давление не менее 6,0 МПа.

8.4.1.4 После монтажа нового фильтра или его очистки должен быть зарегистрирован перепад давления на чистом фильтре-грязеуловителе (DPW, МПа) с указанием, соответствующих на данный период времени, вязкости (n, сСт) и производительности (Q, м3/ч).

Контроль работоспособности фильтров-грязеуловителей при эксплуатации осуществляется сравнением текущих значений со значениями перепада давления на чистом фильтре-грязеуловителе. При этом, если производительность или вязкость изменились, необходимо пересчитать полученный перепад давления на чистом фильтре на новые эти значения.

Оперативный персонал (оператор) должен иметь таблицу или график пересчета перепада давления на чистом фильтре для значений производительности и вязкости, которые могут иметь место на данной НПС.

Величины вязкости принимаются с учетом изменения температур перекачиваемой нефти, а производительности - согласно карте технологических режимов.

8.4.1.5 При выявлении оператором увеличения перепада давления на блоке фильтров-грязеуловителей на величину более чем 0,03 МПа, дежурный персонал, по согласованию с оператором, осуществляет поочередное отключение работающих фильтров задвижками на входе и выходе, чтобы в работе остался один фильтр-грязеуловитель, с целью выявления степени его загрязнения. При этом перепад давления контролируется также по дифференциальному манометру, установленному на площадке фильтров-грязеуловителей. Оценка величины перепада давления на работающем фильтре выполняется с учетом влияния вязкости и производительности на перепад.

По результатам оценки, если перепад давления на фильтре увеличился на величину больше чем 0,05 МПа по сравнению с чистым фильтром с учетом текущих значений производительности и вязкости, принимается решение о его вскрытии, осмотре технического состояния и очистке.

Периодичность выполнения работ

ТО 1 мес.

ТР 3 года

КР1

4 Предохранительные клапаны

8.5.1 Типовой объем работ по техническому обслуживанию

В объем технического обслуживания предохранительных клапанов входит: внешний осмотр; очистка от загрязнений наружных поверхностей; контроль герметичности, пульсаций и вибрации.

Признаками неисправности клапана и необходимости выполнения ремонтных работ являются:

- негерметичность;

- утечка среды - пропуск среды через затвор клапана при давлении более низком, чем установочное давление (из-за попадания и задержки на уплотнительных поверхностях посторонних предметов, повреждения уплотнительных поверхностей, нарушения соосности деталей клапана и пр.);

- пульсация - быстрое и частое открытие и закрытие клапана (из-за чрезмерно большой пропускной способности, сужения сечения подводящего трубопровода или патрубка);

- отсутствие срабатывания (клапан не открывается) при заданном установочном давлении (из-за неправильно отрегулированной пружины, большой жесткости пружины, повышенного трения в направляющих золотника).

Неработоспособный клапан заменяется исправным, отрегулированным на стенде на установочное давление.

Периодичность технического обслуживания предохранительных клапанов 1 раз в 3 месяца.

Технические осмотры предохранительных клапанов проводятся:

- дежурным персоналом - 2 раза в смену;

- инженерами служб -1 раз в день;

- заместителем начальника НПС -1 раз в 2 дня;

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

8.5.2 Типовой объем работ при текущем ремонте и ревизии

Периодичность проведения текущего ремонта и ревизии предохранительных клапанов - 1 раз в год.

При текущем ремонте предохранительных клапанов проводятся все работы технического обслуживания, а также разборка, визуальный контроль пружин (на отсутствие трещин, коррозионных язв, забоин), уплотнительных поверхностей сопла и золотника, регулировочных втулок, замена дефектных деталей. Резьба регулировочного винта должна быть чистой и без забоин. Все крепежные детали, имеющие дефектную резьбу, должны быть заменены.

Пружины отбраковываются, если при осмотре обнаружены вмятины, поперечные риски, трещины.

При обнаружении следов коррозии или износа корпус клапана подвергается толщинометрии.

Текущий ремонт допускается совмещать с ревизией клапанов. Ревизия предохранительных клапанов проводится на специальном стенде и включает в себя разборку клапана, очистку и дефектовку деталей, гидравлические испытания корпуса на прочность давлением 1,5 Ру в течение 5 минут с последующим снижением давления до Ру (где Ру - условное давление фланца выкидного патрубка), испытания соединений клапана на плотность, испытание пружин, регулировку установочного давления, проверку герметичности затвора.

Испытание пружин предохранительных клапанов включает в себя:

а) трехкратное сжатие статической нагрузкой, вызывающей максимальный прогиб, при этом пружина не должна иметь остаточной деформации;

б) проверку на отсутствие поверхностных трещин магнитным, цветным или другим способом.

Клапан считается выдержавшим гидравлическое испытание, если не обнаружено: течи, трещин, потения в сварных соединениях и на основном металле; течи в разъемных соединениях; видимых остаточных деформаций, падения давления по манометру.

Клапан и его элементы, в которых при испытании выявлены дефекты, после их устранения подвергаются повторным гидравлическим испытаниям.

Гидравлическое испытание допускается заменять пневматическим при условии контроля испытания методом акустической эмиссии пли другим, согласованным в установленном порядке методом.

Пневматические испытания должны проводиться по инструкции, предусматривающей необходимые меры безопасности и утвержденной в установленном порядке.

Пневматическое испытание клапана проводится сжатым воздухом или инертным газом.

При положительных результатах испытаний проводят регулировку предохранительных клапанов на давление начала открытия (установочное давление) на специальном стенде. Допускается производить регулировку клапанов без демонтажа при условии наличия отсекающей запорной арматуры, а также патрубков с вентилями для подключения испытательного стенда. Установочное давление указывается в технологической карте НПС.

Рабочее давление (Рраб) - максимальное избыточное давление, при котором разрешена эксплуатация трубопровода. При рабочем давлении предохранительный клапан закрыт и обеспечивает класс герметичности, указанный в соответствующей документации на предохранительный клапан.

Если установочное давление предохранительного клапана не оговорено проектом или другими нормативно-техническими документами, то его значение принимается по таблице 8.7.

Таблица 8.7 - Максимальное значение установочного давления предохранительных клапанов

Рабочее давление Рраб, МПа

Установочное давление, МПа

Рраб £ 0,3

Рраб + 0,03

0,3 < Рраб £ 6,0

1,10 Рраб

Рраб > 6,0

1,05 Рраб

Предохранительные клапаны, демонтированные для ревизии, должны быть пропарены и промыты.

После ремонта проводится контроль герметичности затвора клапана рабочим давлением.

Периодичность текущего ремонта, ревизии и регулировки предохранительных клапанов 1 раз в 12 месяцев.

8.5.3 Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте проводятся все работы текущего ремонта, а также: полная разборка, дефектация, восстановление или замена изношенных деталей; замена крепежных деталей с неисправной резьбой; притирка уплотнительных поверхностей золотника и сопла; сборка, регулировка, испытание на стенде, покраска клапанов.

Капитальный ремонт предохранительных клапанов проводится 1 раз в 15 лет, а также по результатам технического освидетельствования.

8.5.4 Техническое освидетельствование клапанов проводится в объеме работ, указанном в РД 153-39.4Р-124-02 [2].

5. Система откачки утечек

В систему откачки утечек входит: запорная арматура, емкость утечек, насосы и нефтепроводы откачки утечек. Объемы работ по видам ремонтов всех узлов, кроме трубопроводов, представлены в разделах 678.8.

Технический осмотр системы откачки утечек проводится:

- дежурным персоналом НПС - 2 раза 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.

8.6.1 Типовой объем работ по техническому обслуживанию

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 6 месяцев.

8.6.2 Типовой объем работ при капитальном ремонте

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 Рраб в течение 15 минут (где Рраб - максимальное рабочее давление напорных участков).

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

8.7 Система пожаротушения

Эксплуатация, техническое содержание, испытание, проведение работ по техническому обслуживанию и планово-предупредительному ремонту автоматических установок пожаротушения осуществляются в соответствии с правилами пожарной безопасности ППБ 01-03 [16], ВППБ 01-05-99 [17],ГОСТ 12.4.009, а также в соответствии с паспортами заводов-изготовителей и Регламентом по эксплуатации автоматических установок пенного пожаротушения на объектах ОАО МН ОАО «АК «Транснефть».

8.7.1 Контроль работоспособности систем пожаротушения

При приеме смены оператор ЛПДС (НПС) обязан проверить работоспособность АУПТ путем внешнего осмотра по параметрам (в зависимости от типа применяемой системы автоматики). Перечень параметров работоспособности АУПТ, подлежащих контролю оператором при приеме смены, составляется с учетом особенности АУПТ и утверждается главным инженером РНУ.

Опробование компрессоров системы пожаротушения на холостом ходу проводится один раз в неделю, в течение не менее 30 мин, при этом проверяется отсутствие посторонних шумов и стуков, повышенных вибраций, правильность работы доступных для осмотра движущихся частей, соответствие характеристик компрессора паспортным.

Опробование насосных агрегатов путем пуска на закрытую задвижку, в течение не менее 2 мин проводится один раз в 10 дней, при этом проверяется отсутствие: посторонних шумов и стуков; повышенной вибрации насоса и электродвигателей; утечек во фланцевых соединениях арматуры и сальниковом уплотнении вала.

Освидетельствование оборудования систем пожаротушения должно выполняться до истечения срока службы, назначенного заводом-изготовителем, а для трубопроводов - установленного проектом. При отсутствии этих данных освидетельствование оборудования системы пожаротушения проводится через 15 лет, трубопроводов системы пожаротушения - через 20 лет.

8.7.2 Техническое обслуживание и ремонт оборудования АУПТ

Работы по ТО и ремонту оборудования АУПТ проводятся на основании сводного графика проведения технического обслуживания и ремонта оборудования АУПТ.

Периодическое техническое обслуживание и ремонт оборудования АУПТ проводится эксплуатационно-ремонтным персоналом ЛПДС (НПС, перевалочной нефтебазы) по зонам обслуживания в соответствии с графиком проведения ТО и ремонтов с учетом требований регламента (инструкции) по ТО и ремонту АУПТ.

Типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования автоматических установок пожаротушения и периодичность выполнения работ приведены в таблице 8.8

ТО ежедневное

ТО переодическое

То переодичес кое

тр

2

3

4

5

6кр

Ежедневно

1 раз в 6 мес.

1 раз в год

1 раз в 3 года

1 раз в 10 лет

45.Техническое обслуживание и ремонт запорной арматуры.  

 Общие положения

7.1.1 Вся вновь поступающая арматура и обратные затворы должны подвергаться приемо-сдаточным испытаниям на заводе-изготовителе в присутствии представителя технического надзора ОАО «АК «Транснефть» или на специализированном ремонтном предприятии (ЦБПО) под надзором службы технического контроля в соответствии с программой приемо-сдаточных испытаний арматуры, разработанной заводом-изготовителем или специализированным ремонтным предприятием и утвержденной ОАО «АК «Транснефть».

7.1.2 Входной контроль, техническое обслуживание, ремонт запорной арматуры и обратных затворов объектов магистральных нефтепроводов проводится в соответствии с «Регламентом входного контроля, технического обслуживания, ремонта, технического освидетельствования запорной арматуры и обратных затворов объектов магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».

7.1.3 Нормативы по техническому обслуживанию и ремонту распространяются на запорную арматуру и обратные затворы отечественного и импортного производства условным диаметром от 50 до 1200 мм включительно для линейной части магистральных нефтепроводов, технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС и систем пожаротушения:

- задвижки клиновые и шиберные;

- краны шаровые;

- затворы обратные.

7.1.4 Организация работ по проведению технического обслуживания, текущего, среднего, капитального ремонта, диагностики и освидетельствования запорной арматуры и обратных затворов НПС возлагается на службу главного механика, линейной части нефтепроводов - на службу ЛЭС. Границы раздела обслуживания между службами главного энергетика и АСУ ТП устанавливаются в соответствии с утвержденным типовым положением ОАО «АК «Транснефть».

7.1.5 Арматура и обратные затворы считаются работоспособными, если:

- обеспечивается прочность и плотность материалов деталей и сварных швов, работающих под давлением;

- не наблюдается пропуск среды и потение сквозь металл и сварные швы;

- обеспечивается герметичность всех уплотнений и фланцевых соединений;

- обеспечивается герметичность затвора арматуры и обратного затвора в соответствии с требованиями настоящего документа;

- обеспечивается (в том числе электроприводом арматуры) плавное перемещение без рывков и заеданий всех подвижных частей;

- обеспечивается отключение электропривода арматуры при достижении затвором крайних положений и при превышении допустимого значения крутящего момента.

При невыполнении любого из этих условий арматура и обратные затворы считаются неработоспособными и выводятся из эксплуатации.

7.1.6 Технологический режим работы запорной арматуры с указанием вида управления (местный или дистанционный), перепада давления до и после арматуры (для запорной арматуры с электроприводом) и максимального рабочего давления устанавливается на основании проектной документации, утверждается главным инженером РНУ и доводится до сведения эксплуатационно-ремонтного персонала НПС.

Запрещается эксплуатация арматуры в промежуточном (между полностью открытым и закрытым) положении запорного органа, кроме периода его закрытия и открытия.

При аварийных ситуациях на НПС клиновые и шиберные задвижки могут эксплуатироваться непродолжительное время в режиме дросселирования в промежуточном положении запорного органа, при условии не превышения максимально допустимого перепада давления на запорном органе.

7.1.7 Служба главного механика должна осуществлять регистрацию отказов, учет срока эксплуатации и количества циклов срабатывания арматуры, установленной на технологических и вспомогательных нефтепроводах НПС, с занесением этих данных в паспорт-формуляр арматуры.

Учет и регистрация вышеуказанных данных по арматуре, установленной на линейной части МН, возлагается на службу ЛЭС.

7.2 Типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту арматуры и обратных затворов

7.2.1 Для поддержания арматуры и обратных затворов в работоспособном состоянии при эксплуатации выполняются:

- техническое обслуживание ТО 1;

- сезонное обслуживание ТО 2;

- текущий ремонт (ТР);

- средний ремонт (СР);

- капитальный ремонт (КР);

- техническое освидетельствование.

Средний ремонт клиновых задвижек и обратных затворов проводится без демонтажа с трубопровода. Средний ремонт шиберных задвижек не проводится.

Капитальный ремонт арматуры и обратных затворов проводится с демонтажем в условиях специализированного ремонтного предприятия.

7.2.2 Периодичность и объем работ по техническому обслуживанию и ремонту арматуры должны соответствовать требованиям документации на конкретный вид арматуры и настоящего раздела (таблица 7.1).

Сроки выполнения технического обслуживания и ремонта должны определяться с учетом плановых остановок НПС и линейной части МН.

46.Техническое обслуживание и ремонт вспомсистем.

Техническое обслуживание и ремонт оборудования систем смазки и охлаждения

10.1.1 Контроль температуры масла на входе в подшипники насосных агрегатов (температура масла должна быть в пределах 25¸55 °С), давления масла перед подшипниками насоса, перепада давления масла на маслофильтрах осуществляется каждые два часа по показаниям контрольно-измерительных приборов. Два раза в смену проводится проверка уровней масла в масляных баках.

Герметичность маслосистемы определяется по падению уровня в основном и аккумулирующем баке.

Результаты измерений температуры масла после маслоохладителя фиксируются в журнале.

Регистрация давления в маслосистеме и уровня масла в основном масляном баке проводится при отклонении их от нормы.

Насосы маслосистемы должны быть включены в работу не менее чем за два часа до пуска насосной станции.

10.1.4 Плановый вибродиагностический контроль маслонасосов проводится перед текущим ремонтом в соответствии с разделом 14 настоящего РД.

10.1.5 Отбор проб масла на анализ проводится один раз в квартал из маслобаков маслосистемы. Полная замена масла проводится при обнаружении любого из следующих признаков: содержание механических примесей свыше 1,5 %; содержание воды свыше 0,25 %; кислотность выше 1,5 мг КОН на 1 г масла; температура вспышки и воспламенения в открытом тигле ниже 150 °С. Все выше перечисленные параметры контролируются методами, указанными в ГОСТ 2477ГОСТ 5985ГОСТ 6370ГОСТ 4333, ГОСТ 1547 или по утвержденным в ОАО МН инструкциям.

Перед заменой масла проводится промывка фильтров, трубопроводов и маслобаков.

10.1.6 После замены (заливки) масла осуществляется прокачка маслосистемы в течение 20 мин. Перед прокачкой на подводе масла к подшипникам насосного агрегата необходимо установить фильтрующие сетки с размером ячейки 0,08 мм или смонтировать обводные перемычки.

Через первые 10 мин прокачки проводится очистка сеток на подводе к подшипникам и двойного маслофильтра. По завершению 20 минутной прокачки проводится очистка и промывка маслофильтров и анализ качества масла согласно 10.1.5. При удовлетворительном анализе масла сетки и перемычки на подводах масла к подшипникам насосных агрегатов демонтируются.

10.1.8 По окончании ремонтных работ, проверяется величина давления масла перед подшипниками насосного агрегата, которая должна соответствовать паспортному значению.

Количество масла, подаваемое к подшипникам насосных агрегатов, регулируется изменением диаметра отверстий в дроссельных шайбах.

Если проводилась замена труб или замена запорной арматуры, проводят гидравлические испытания водой давлением 1,1Рраб, (где Рраб - максимальное рабочее давление в системе) в течение 20 минут с последующей промывкой маслом или дизтопливом. Испытания проводят при закрытых вентилях подвода масла к насосному агрегату.

Падение давления более чем на 10 % не допускается.

10.1.9 После монтажа маслосистемы, замены труб маслосистемы проводится заполнение трубопроводов 10 %-м раствором ортофосфорной кислоты, выдержка в течение 10-15 часов, слив раствора, промывка водой. После чего выполняется гидроиспытание давлением 1,1Рраб, затем проводится продувка и просушка сжатым воздухом при температуре воздуха 20-30 °С, контроль влажности воздуха путем прикладывания фильтровальной бумаги к открытому концу трубы. Промежуток времени между промывкой трубопроводов водой и началом просушки сжатым воздухом должен быть не более одного часа

После промывки, гидроиспытаний и продувки осуществляется заливка чистым маслом и прокачка маслосистемы в соответствии с 10.1.6.

10.1.10 После 20 лет эксплуатации проводятся гидравлические испытания водой трубопроводов маслосистемы на прочность давлением 1,5 Рраб в течение 10 мин. Затем указанное давление снижается до 1,25 Рраб и выдерживается в течение 30 мин. Испытания проводятся при закрытых вентилях подвода масла к насосному агрегату. После этого давление снижается до Рраб и проводится осмотр трубопроводов, оборудования и арматуры. Маслосистема считается выдержавшей гидравлические испытания, если на трубопроводах, оборудовании и арматуре не обнаружены признаки разрыва, течи, «потения», остаточных деформаций.

10.1.11 Техническое освидетельствование маслосистемы проводится в соответствии с РД 153-39.4Р-124-02 [2] после 30 лет эксплуатации.

Нормы технологического резерва и расхода запасных частей, комплектующих изделий для вспомогательных систем планируются в соответствии с таблицами 6.77.79.4.

10.2 Техническое обслуживание и ремонт компрессоров

10.2.1 Контроль работоспособности компрессоров

После 100 часов наработки, но не реже 1 раза в месяц контролируются следующие параметры компрессоров:

- давление и температура сжатого воздуха после каждой ступени сжатия и на выходе компрессора;

- непрерывность поступления в компрессор и холодильник охлаждающей воды;

- температура охлаждающей воды до и после системы охлаждения;

- давление и температура масла в системе смазки;

- исправность лубрикатора и уровень масла в нем.

При отклонении контролируемых параметров от нормативных, компрессор выводится из работы, проводится его обследование по результатам которого выполняется неплановый ремонт.

10.2.2 Техническое обслуживание компрессоров

Техническое обслуживание компрессоров проводится после 300 часов наработки (но не реже 1 раза в месяц) и включает в себя: осмотры в соответствии с ПБ 03-582-03 [20] и инструкциями по эксплуатации заводов-изготовителей, проверку внешнего состояния оборудования, правильность работы доступных для осмотра узлов, герметичность уплотнений, обратных клапанов в маслопроводе; очистку и промывку масляных и воздушных фильтров.

После 500 часов наработки, но не реже 1 раза в 6 месяцев проводятся: проверка рабочих манометров контрольным манометром; очистка воздухосборников, влагомаслоотделителей, холодильников и нагнетательных воздухопроводов всех ступеней от масляных отложений (способом, не вызывающим коррозию металла); продувка сжатым воздухом в течение 30 мин.

10.2.3 Типовой объем работ при текущем ремонте

Текущий ремонт компрессоров проводится после 2000 часов наработки (но не реже 1 раза в год) и включает в себя все работы по техническому обслуживанию, а также: частичную разборку, включающую вскрытие крышек цилиндров, замену поршневых колец; проверку состояния подшипников, штока и деталей крейцкопфа, при необходимости их замену; очистку рубашек цилиндров и холодильников от грязи и накипи; ремонт системы маслоподачи, чистку и промывку картера; полную замену масла, перенабивку и ремонт сальников; ремонт или замену запорной арматуры и предохранительных клапанов; проверку и ремонт всех болтовых соединений, их шплинтовку; ремонт и замену всасывающих и нагнетательных клапанов; шлифовку и притирку клапанных гнезд; ремонт установок осушки воздуха; ремонт системы регулирования производительности и аварийной защиты. По завершению ремонтных операций производят сборку компрессоров, их обкатку в течение одного часа.

10.2.4 Типовой объем работ при капитальном ремонте

Капитальный ремонт компрессоров назначается по результатам контроля эксплуатационных характеристик, выполненных ранее ТО и текущих ремонтов или в плановом порядке. Ремонт производится в условиях ЦБПО (БПО) или специализированной организацией.

Капитальный ремонт проводится после 10000 часов наработки (но не реже 1 раза в 5 лет) и включает в себя операции текущего ремонта, а также: полную разборку узлов и механизмов компрессора; замену подшипников качения; проточку, шлифовку коренных и кривошипных шеек коленчатого вала; расточку цилиндров; замену поршня; проверку поршневого и крейцкопфного пальцев на эллиптичность и конусность, их ремонт или замену; в случае предельного износа - замену штока; ремонт или замену шатуна, проверку его положения по отношению к валу и поршню, устранение перекосов; разборку маслонасоса и лубрикатора, ремонт или замену их новыми; замену масляных фильтров; ремонт промежуточного и концевого холодильников со вскрытием крышек и заменой трубок, прокладок, крепежных деталей. После ремонта проводят обкатку компрессора.

10.3 Нормативы технического обслуживания и ремонта

Нормы трудоемкости технического обслуживания и ремонтов вспомогательных систем и компрессоров представлены в таблице 10.3.

Таблица 10.3 - Нормы трудоемкости технического обслуживания, ремонта вспомогательных систем

Наименование систем

Трудоемкость, чел.-ч

ТО

ТР

КР

Маслосистема

2

16

48

Система охлаждения масла

1,5

8

24

Воздушное охлаждение воды

1,5

8

24

Компрессоры мощностью до 14 кВт

8

50

180

Компрессоры мощностью от 14 кВт и выше

10

70

180

 




 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

25543. Дети в семье алкоголиков 75.1 KB
  Дети характеризуются синдромом педагогической запущенности заниженной самооценкой часто пребывают в состоянии депрессии страха и горя. Такие дети ведут себя вызывающе и заставляют обращать на себя внимание создавая эмоциональнонапряженные ситуации. Как бы тяжело ни напрягались такие дети убирая квартиру приготовляя еду зарабатывая деньги пробуя сохранить семью они все равно обладают заниженной самооценкой.
25545. Единственный ребенок в семье 15.5 KB
  Ребенок маленький взрослый До поступления в детский сад а то и в школу единственный ребенок общается преимущественно со взрослыми. В семье ребенок хорошо усваивает модель отношений в которой один выше по иерархии родитель а другой ниже ребенок.Все это может привести к тому что в детском коллективе ребенок либо станет одиночкой либо будет всячески противопоставлять себя коллективу привлекая к себе персональное внимание учителя или воспитателя.
25546. Жизненный цикл семьи 12.27 KB
  Сорокин выделил 4 стадии: брачная пара в момент образования семья с маленькими зависимыми детьми семья с 1 взрослым ребенком стадия отделения всех детей. Эти события образуют 4 стадии семейного цикла: предродительство 11 года стадия репродуктивного родительства 25 года стадия социализированного родительства – ограничивается достижением совершеннолетия детьми либо моментом отделения последнего из взрослых детей стадия прародительства настает с наступлением первого внука 199 года Варианты стадий: продолженная...
25547. Функции семьи 12.52 KB
  Хозяйственнобытовая Поддержание физического здоровья членов семьи уход за детьми и престарелыми членами семьи. Получение хозяйственнобытовых услуг одними членами семьи от других. Экономическая Экономическая поддержка несовершеннолетних и нетрудоспособных членов общества Получение материальных средств одними членами семьи от других.
25548. Характеристика жилищных проблем молодых семей и перспективы их решения 16.22 KB
  Жилищная проблема молодых семей и ее особенности Как отмечалось ранее жилищная проблема – одна из острейших проблем стоящих перед молодежью. Сутью жилищной проблемы стало обеспечение доступности жилища для семей и одиноких граждан у которых доходы не соответствуют затратам на его воспроизводство то есть строительство реконструкцию модернизацию ремонт содержание 18. Так жилье бедных семей только на 58 обеспечено телефонами на 83 централизованным водоснабжением холодной водой и на 73 горячей водой на 87 центральным...
25549. Сущность, цель, принципы, направления в РФ 17.58 KB
  В конце прошлого века в российской социологической литературе достаточно четко обозначились 2 концептуальных подхода интерпретирующие семейные отношения и необходимость воздействия на них в рамках семейной политики. Отсюда следовала цель семейной политики: укрепление семьи как социального института. Разнообразие подходов к раскрытию сущности и целей семейной политики привели к ее пониманию как комплексной и межотраслевой. В России семейная политика получила государственное определение в 1996 году в указе президента РФ Об основных...
25551. Традиции семейного воспитания 17.48 KB
  Семья как и другие социальные институты существует воспроизводя традиции следуя определенным образцам деятельности без которых немыслимо само ее развитие. Передаваясь из поколения в поколение традиции адаптируясь к условиям современной жизни не остаются застывшими раз навсегда данными. Но эти функции обычаи и традиции осуществляют разными путями.