2 Пособие по дисциплине. 3 введение современные технологии многих производств базируются на трубопроводном транспорте различных сред газообразных, жидких, сыпучих и тому подобных
 Скачать 5.31 Mb.
|
|
2 , а температура масла в этих же точках не должна превышать температуру окружающей среды на С. При этом температура масла на выходе маслоохладителей должна находиться в пределах С. Предельно допустимые значения контролируемых параметров - температура подшипников - не более С - давление масла перед подшипниками - не менее 0,35 кгс/см 2 ; - потери давления на маслофильтрах - не более 0,5 кгс/см 2 При потерях давления на маслофильтрах, равных 0,5 кгс/см 2 , фильтры подлежат очистке. Помимо рассмотренного варианта системы смазки насосно- силовых агрегатов существуют еще некоторые ее разновидности. В частности, по одному из вариантов постоянно находится в работе только 35 один из основных насосов системы. Второй включается автоматически лишь при аварийном отключении ранее работавшего насоса. Кроме того, в качестве маслоохладителей наряде станций вместо теплообменников с жидким хладагентом - водой в последнее время все больше используют аппараты воздушного охлаждения масла (АВО масла. АВО масла состоят из теплообменной секции и вентилятора, который подает воздух на секцию и тем самым охлаждает циркулирующее в ней масло. Одно из основных достоинств таких аппаратов - отсутствие теплоносителя (воды, который в северных условиях, характерных для Западной Сибири, вызывает большие неудобства при эксплуатации систем смазки и охлаждения масла Система сбора и отвода утечек предназначена для сбора утечек от концевых уплотнений основных насосов НС. При наличии на станции нескольких насосов она выполняется общей для всех насосов. Обычно к этой системе присоединяется и система сбора утечек с остальных технологических объектов ГНПС. Данная система выполняет две функции - централизованный сбор в емкость утечек нефти из концевых уплотнений всех насосов откачку утечек из емкости в нефтепровод. Сбор утечек от концевых уплотнений насосов осуществляется через специальные трубопроводы, присоединенные к камерам уплотнений. Поданным трубопроводам утечки поступает в общий коллектор утечек станции и далее в заглубленную емкость. Сбор утечек происходит самотеком, благодаря прокладке всех трубопроводов с уклоном в сторону заглубленной емкости. Откачка нефти из заглубленной емкости производится специальными насосами, которые включаются автоматически при достижении нефтью максимального уровня взлива. Насосы подаст нефть в приемный трубопровод подпорной насосной станции. В качестве специальных насосов для откачки нефти использует насосы типов НОУ и НА. Маркировка насосов типа НОУ расшифровывается как "нефтяные, для откачки утечек. Эти насосы центробежные, вертикальные, секционные. Они рассчитаны на эксплуатацию на открытых площадках при температуре окружающего воздуха от 223 К до 313 К. Данные насосы устанавливаются в бетонированный приямок рядом с заглубленной емкостью и находятся постоянно подуровнем жидкости, поскольку их всасывающий патрубок, расположенный горизонтально, приваривается к патрубку заглубленного резервуара. Электродвигатель насоса при этом находится над поверхностью земли. Такое расположение насоса обеспечивает ему благоприятные условия всасывания и дает возможность опорожнять заглубленную емкость полностью и без осложнений. 36 Насосы типа НА относятся картезианским, о чем говорит буква А в их обозначении. Буква Н в маркировке означает нефтяной. Артезианские насосы также, как и насосы НОУ, центробежные, вертикальные, секционные. По компоновочным решениям оба типа насосов во многом схожи. Отличает их преимущественно размещение относительно заглубленного резервуара - насосы НА устанавливаются не рядом с резервуаром, а помещаются прямо в саму емкость, подуровень жидкости. Электродвигатель насоса находится на кровле резервуара (подробнее см. раздел 10). Техническое состояние концевых уплотнений насосов во многом определяет технико-экономические характеристики агрегатов. Поэтому за состоянием уплотнений ведется постоянный контроль. Он, кроме прочего, состоит в наблюдении за уровнем утечек из уплотнений. Наблюдения выполняются автоматически с помощью специальных сигнализаторов, устанавливаемых на трубопроводах отвода утечек от камер уплотнений. При утечках, превышающих допустимый уровень, сигнализатор срабатывает и производит автоматическую остановку неисправного насоса. В качестве подобного сигнализатора на станциях используются сигнализаторы уровня утечек типов СУН и OMUV. К числу наиболее важных вспомогательных систем НС до последнего времени относилась и система разгрузки концевых уплотнений насосов. Система разгрузки концевых уплотнений насосов. Концевые уплотнения центробежных насосов постоянно находятся под давлением перекачиваемой жидкости. Наличие давления в камерах уплотнений снижает надежность и работоспособность уплотнений, так как приводит к дополнительному силовому взаимодействию между контактами уплотнений. В результате этого возрастает износи нагрев уплотнений, увеличиваются непроизводительные потери мощности в насосе. Назначенные системы разгрузки - снижение давления в камерах уплотнений и, одновременно, охлаждение уплотнений потоком перекачиваемой жидкости. Существует несколько вариантов разгрузки. Перед ознакомлением сними для лучшего понимания излагаемого материала необходимо уточнить понятие "камера уплотнения. Для этого можно обратиться к конструктивным схемам насосов НМ (рис. 5.3 ирис. Изданных схем следует, что концевые уплотнения располагаются в некоторых конструктивно ограниченных объемах. Причем между самими уплотнениями и областью всасывания насоса входом в рабочее колесо) существует определенное пространство, в котором размещается щелевое уплотнение и некоторый замкнутый 37 объем, непосредственно примыкающий к концевому уплотнению со стороны рабочего колеса. Данный объем и составляет камеру уплотнения. Одним из вариантов разгрузки концевого уплотнения является вариант, ранее считавшийся традиционным. Он заключается в отводе жидкости из камер уплотнении разгрузочным трубопроводам (поз. 4 на рис) в зону пониженного давления, в качестве которой может использоваться либо приемный трубопровод насосной станции, специальная емкость. В основном отвод жидкости осуществляется в приемный трубопровод НС, он при работающем насосе выполняется постоянно. Этим в камерах уплотнений поддерживается пониженное давление и создаются условия для перетока части жидкости со входа рабочего колеса через щелевое уплотнение в камеру и далее в приемный трубопровод станции. Постоянная циркуляция жидкости через камеры охлаждает уплотнения. При чрезмерном повышении давления в камерах давление в них снижается за счет сброса жидкости из разгрузочных трубопроводов в заглубленную емкость через предохранительные клапаны. Предохранительные клапаны могут устанавливаться на разгрузочных трубопроводах каждой камеры. Однако системы разгрузки отдельных уплотнений и насосов НС объединяют в общую систему разгрузки станции, и предохранительные клапаны ставятся на коллекторе общестанционной системы разгрузки. Такое решение значительно упрощает данную систему. В качестве предохранительных клапанов в рассматриваемом варианте разгрузки используются клапаны типов ППК и СППК. Сброс жидкости через эти клапаны проводится в емкость для сбора утечек от концевых уплотнений. Недостатком традиционного варианта разгрузки является постоянная непроизводительная циркуляция части перекачиваемой жидкости через насос по системе разгрузки, что снижает объемный кпд. насоса. Вторым вариантом разгрузки концевых уплотнений является так называемая индивидуальная схема охлаждения и разгрузки. Она состоит в отводе части жидкости с нагнетания насоса (из верхней точки улитки корпуса насосав камеру уплотнений по специальным трубопроводам рис. Из камер жидкость перетекает в область всасывания насоса через щелевое уплотнение, а затем вновь попадает в область нагнетания и т.д. Происходит циркуляция жидкости в камерах, чем давление и температура в них поддерживаются в требуемых пределах. Данный вариант также неэкономичен, так как связан с непроизводительной циркуляцией жидкости через насос по системе охлаждения и разгрузки. 38 Наиболее прогрессивен вариант разгрузки с использованием импеллера. Импеллер - втулка с винтовой нарезкой, устанавливаемая навал насоса между рабочим колесом и концевым уплотнением вместе расположения щелевого уплотнения вала в корпусе насоса. При вращении вала втулка также приходит во вращение и за счет винтовой нарезки создает поток жидкости от камеры уплотнения в сторону рабочего колеса, то есть в сторону области всасывания насоса. Этим давление в камере уплотнения снижается. Охлаждение уплотнения достигается циркуляцией жидкости через его камеру. Для этого область на входе рабочего колеса насоса и камера уплотнения соединяется дополнительно небольшим каналом, по которому жидкость с входа рабочего колеса поступает в камеру, а из камеры вновь подается импеллером на вход колеса. Приданном варианте разгрузки кпд. насоса почти не снижается. В настоящее время основным вариантом разгрузки концевых уплотнений является вариант с использованием импеллеров, как наиболее простой и экономичный. Реализуется он непосредственно в конструкции насосов. Поэтому на современных НС магистральных нефтепроводов система разгрузки уплотнений почти повсеместно отсутствует. Несмотря на недостатки первых двух вариантов разгрузки, они находят достаточно широкое применение на менее мощных насоса, чем насосы магистральных нефтепроводов. В частности, индивидуальная схема охлаждения и разгрузки применяется наряде насосов нефтебаз. 5.3. Подпорная насосная станция ГНПС Подпорные насосные станции оснащаются насосами НПВ нефтяные, подпорные, вертикальные) центробежного типа, специально разработанными для нефтяной промышленности и предназначенными для транспорта нефти и нефтепродуктов с характеристиками, подобными тем, которые указаны для насосов типа НМ (см. раздел 5.2.1). Выполняются насосы НПВ по ТУ 26-06-1211-79. Данные насосы являются одноступенчатыми, спиральными, вертикальными. Конструктивная схема их изображена на рис. 5.5. Согласно рисунку, насос монтируется в специальной стакане 11, устанавливаемом подуровнем земли примерно на глубине заложения трубопроводов. К трубопроводам стакан присоединяется с помощью патрубков посредством сварного и фланцевого соединений всасывающего и нагнетательного патрубков соответственно. Собственно насос состоит из спирального корпуса и ротора. В состав ротора входит центробежное рабочее колесо двухстороннего входа 39 Рис. 5.5. Разрез насоса типа НПВ 40 8 и предвключенные колеса шнекового типа 9 - по одному с каждой стороны рабочего колеса. Рабочее колесо двухстороннего входа и корпус с двухзавитковым спиральным отводом обеспечивают взаимоуравновешивание гидравлических, осевых и радиальных сил, действующих со стороны потока на рабочее колесо. Направляющими подшипниками ротора служат подшипники скольжения 10 и 13. Смазка подшипников - перекачиваемой нефтью. Удерживается ротор от перемещения в осевом направлении с помощью сдвоенного радиально-упорного шарикоподшипника 1. Данный подшипник воспринимает массу ротора и остаточные гидравлические силы. Смазка опорно-упорных шарикоподшипников - консистентная. Концевое уплотнение 2 ротора - механическое, торцевого типа. Насосы типа НПВ комплектуются электродвигателями взрывозащищенного исполнения серии ВАОВ (вертикальный асинхронный обдуваемый. Опорами ротора электродвигателя являются подшипники качения с консистентной смазкой. Насосы типа НПВ имеют климатическое исполнение У и рассчитаны на эксплуатацию при температуре окружающего воздуха от 223 К до 313 К. Отмеченное, позволяет размещать насосы данного типа на открытых площадках, то есть помещать насосы без специальных защитных укрытий подуровнем земли, а приводящие их двигатели - под открытым небом. Это значительно сокращает затраты на сооружение подпорных станций. Кроме того, подпорные станции с насосами НПВ ввиду особенностей конструкции насосов не имеют специальной системы смазки и система сбора и откачки утечек. Это упрощает станции и дополнительно снижает затраты на их строительство и эксплуатацию. Насосы НПВ являются современным типом подпорных насосных агрегатов. Они выпускаются взамен насосов типа НМП (нефтяной, магистральный, подпорный) по ТУ 26-06-989-75, которыми в настоящее время оснащено еще достаточно большое количество подпорных насосных станций. Насосы НМП (рис) горизонтальные, предназначены для установки в закрытых помещениях и требует размещения их в капитальных зданиях или специальных блоках. Это снижает потребительские свойства данных насосов по сравнение с насосами НПВ. В остальному насосов сравниваемых типов много общего - насосы НМП, также, как насосы НПВ, двухстороннего входа с предвключѐнными колесами шнекового типа с обеих сторон рабочего колеса. Опорами ротора насосов НМП служат подшипники качения с кольцевой смазкой. Охлаждение подшипников осуществляется перекачиваемой жидкостью. Концевые уплотнения ротора - механические, торцевого типа. 41 Рис. Разрез насоса типа НМ П 42 Отмеченные особенности конструкций насосов НМП не требует создания на подпорных станциях сданными насосами специальной системы смазки, но предполагают наличие системы сбора и откачки утечек. Как отмечалось выше, подпорные станции служат для создания необходимого подпора перекачивающим агрегатам основной НС. Однако сами подпорные насосы, будучи машинами центробежного типа, также весьма чувствительны к кавитации и нуждаются в определенных мерах по предотвращение в них данного явления. Эти меры заложены в конструкции насосов и вытекает из следующих положений. Критический кавитационный запас h Kp , или минимальный подпор, обеспечивающий центробежным насосам работу без кавитации, определяется формулой (5.1) [29] 3 / 4 Kp C Q n 10 h , (5.1) где h Kp - критический кавитационный запас, м n - частота вращения ротора насоса, мин Q - производительность насосам с С - критерий кавитационного подобия насоса. Из (5.1) следует, что любой центробежный насос требует тем меньший противокавитационный подпор, чем меньше частота вращения его ротора и чем меньше подача насоса. По этой причине все подпорные насосы, в том числе насосы типов Пи НПВ, оснащаются рабочими колесами двухстороннего входа и проектируются на пониженную частоту вращения роторов – 1000 об/мин (НМП) и 1500 об/мин. (НПВ) против 3000 об/мин, у основных насосов (НМ. Для придания насосам НМП и НПВ большей противокавитационной устойчивости в их конструкции предусмотрены предвключѐнные колеса шнекового типа. Данные колеса выполняют двоякую роль. С одной, стороны, они создаст упорядоченное течение жидкости на входе рабочего колеса и тем самым снижают гидравлические потери в насосе, с другой - передают потоку энергию и восполняют значительную часть энергии, теряемой потоком на преодоление гидросопротивления всасывающего тракта насосов. Результатом всего этого является повышение критерия кавитационного подобия и уменьшение h Kp подпорных насосов. Применение комплекса рассмотренных технических решений позволило снизить h Kp подпорных насосов дом. (против 20-80 м у основных насосов типа НМ) и обеспечить им бескавитационную работу при минимальных подпорах, отвечающих случаю откачки нефти из резервуаров. 43 5.4. Основное технологическое оборудование головных нефтеперекачивающих станций Основное технологическое оборудование ГНПС сосредоточено на различных объектах станций, которые часто именуется "узлами. Назначение определяющих технологических узлов ГНПС рассмотрено в разделе 3.1. В данной части изложения приводятся сведения о составе и принципах подбора оборудования для этих узлов. Узел предохранительных устройств является первым технологическим объектом, через который проходит нефть на ГНПС. Схема его изображена на рис. Основу данного узла составляют предохранительные устройства прямого действия - клапаны типов ППК предохранительный, пружинный, полноподъѐмный клапан) и СППК специальный, полноподъѐмный, пружинный, предохранительный клапан) [6]. Количество рабочих клапанов определяется по требуемой пропускной способности узла К G Q p K K K , (5.2) где К К - расчетное количество предохранительных клапанов К - требуемая пропускная способность узла предохранительных устройств, мс G - пропускная способность предохранительного клапана (кг/с), определяемая по ГОСТ 12.2.085-82 (СТ СЭВ 3085-81) на основе зависимости ) P P ( p F 10 4 , 1 G 2 1 2 3 ; (5.3) а - коэффициент расхода для жидких сред, отнесенный к площади наименьшего сечения проточной части седла клапана f - площадь наименьшего сечения проточной части седла клапанам р - плотность жидкости перед клапаном при соответствующих давлении и температуре, кг/м 2 ; Р - максимальное давление (избыточное) перед предохранительным клапаном, МПа Р - максимальное давление (избыточное) за предохранительным клапаном, МПа. Численные значения параметров, входящих в формулы (5.2) и (5.3), определяются следующим образом. Требуемая пропускная способность узла предохранительного устройства К для первого узла ГНПС, расположенного на входе станции, принимается равной максимальной производительности 44 трубопровода, для второго, находящегося между подпорной и основной НС, - 70%, максимальной производительности станции [15]. Рис. 5. 7. Узел предохранительных устройств ˉˉˉ основной поток нефти --- сброс нефти в резервуары Рис. 5. 8. Принципиальная схема узла учѐта нефти К – контрольная измерительная линия ТПУ – установка для поверки счѐтчиков 45 Давление Р является давлением срабатывания клапана, оно равно произведение n р •P, где n р - коэффициент надежности по нагрузке (по рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по СНиП 2.05.06.85; Р - рабочее давление трубопровода, МПа. Максимальное давление за предохранительным клапаном рассчитывается по формуле Р = (Р Г + p-g- z), где Р Г , - полные потери давления между клапаном и резервуаром сброса жидкости, МПа z - разность геодезических отметок наивысшей точки линии сброса нефти в резервуар и площадки предохранительных клапанов, м. Численное значение коэффициента a 2 , входящего в (5.3), назначается по ГОСТ 12.2.085-82, согласно которому для полноподъѐмных клапанов, какими являются клапаны типов ППК и СППК, a |