Ремонт и восстановление центробежных насосов на НПС "Кириши"

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Содержание

1.Введение

2.Технологическая часть

2.1Назначение Технологических операций на НПС «Кириши»

2.2 Генплан. Технологическая схема НПС

2.3 Неисправность центробежных насосов, способы устранения

2.4 Виды ремонта оборудования

2.5 Контроль работоспособности узлов и деталей насосов

2.6 Безопасность работ при ремонте и эксплуатации центробежных насосов на НПС «Кириши»

3.Расчетная часть

3.1 Гидравлический расчет трубопровода

3.2 Подбор насосов

3.3 Совмещенная характеристика НПС и МТ

Список используемой литературы



1. Введение

Магистральный трубопроводный транспорт является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. В стране создана разветвленная сеть магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов, которые проходят по территории большинства субъектов Российской Федерации.

За последние годы резко возросла роль трубопроводного транспорта в российской экономике. Это связано с рядом факторов - увеличение налоговых поступлений в бюджеты различных уровней вследствие роста объемов транспорта нефти, создание новых рабочих мест, развитие экономики регионов и т.д. Итак рассмотрим основные показатели работы трубопроводного транспорта в 1994 - 2002 годах. Объём транспортировки газа с 483 млн.т. в 1994 г. возрос до 514 млн. т. в 2004 г. Объёмы перевозки нефти также значительно увеличились с 300 млн. т. в 1994 г. до 360 млн. т. в 2002г. Транспортировка нефтепродуктов не притерпела значительных изменений по увеличению объёмов.

Системы трубопроводного транспорта являются эффективным инструментом реализации государственной политики, позволяющим государству регулировать поставки нефтепродуктов на внутренний и внешний рынки.

Трубопроводный транспорт активно влияет на формирование и развитие ТЭК страны и отдельных регионов, являясь его неотъемлемой частью, и обеспечивает:

- перекачку добытых и переработанных энергоресурсов;

- выполняет роль распределительной системы комплекса;

- транспортировку энергоресурсов на экспорт в страны ближнего и дальнего зарубежья.

К трубопроводному транспорту относятся магистральные нефте- и газопроводы, а также продуктопроводы. Значимость трубопроводного транспорта для Российской Федерации определяется значительной удаленностью основных месторождений нефти и газа от потребителей, а также высокой долей нефти, нефтепродуктов и газа в экспортном балансе России.

Трубопровод - это магистраль из стальных труб диаметром до 1500 мм. Укладывают на глубину до 2,5 метров. Нефтепроводы оснащены оборудованием для обезвоживания и дегазации нефти, оборудованием для подогрева вязких сортов нефти. На газопроводах - установки для осушения газа, для одоризации (придание газу резкого запаха) и распределительные станции. Для поддержания необходимого давления устанавливают специальные перекачивающие станции. В начале магистрали - головные, затем через каждые 100 - 150 км. - промежуточные. Протяженность магистральных трубопроводов России составляет 217 тыс. км., в т.ч. 151 тыс.км. газопроводных магистралей, 46,7 тыс. км. нефтепроводных, 19,3 тыс.км. нефтепродуктопроводных. В состав сооружений трубопроводного транспорта входят 487 перекачивающих станций на нефте- и нефтепродуктопроводах, резервуарные парки вместимостью 17,4 млн. куб.м., а также 247 компрессорных станций, 4053 газоперекачивающих агрегата и 3300 газораспределительных станций. По магистральным трубопроводам перемещается 100% добываемого газа, 99% нефти, более 50% продукции нефтепереработки. В общем объеме грузооборота трубопроводного транспорта доля газа составляет 55,4%, нефти - 40,3%, нефтепродуктов - 4,3%.

Преимущества трубопроводного транспорта:

1) Возможность повсеместной укладки трубопровода.

2) Низкая себестоимость транспортировки.

3) Сохранность качества благодаря полной герметизации трубы.

4) Меньшая материало и капиталоёмкость.

5) Полная автоматизация операций по наливу, перекачки, транспортировки и сливу.

6) Малочисленность персонала.

7) Непрерывность процесса перекачки.

8) Отсутствие отрицательного воздействия на окружающую среду.

Главным недостатком является его узкая специализация, также для рационального использования требуется мощный устойчивый поток перекачиваемого груза.

В данном курсовом проекте рассматривается вопросы ремонта и восстановления центробежных насосов на НПС «Кириши».Годовой обьем перекачки Qгод=9 млн.т/год; L=850КМ; DH=630; Автобензин 50%, D/T=50% Магистральный трубопровод «Кириши-Ярославль (1)



2.Технологическая часть

2.1 Назначение. Технологические операции на НПС «Кириши»

Технологическая схема - принципиальная схема коммуникаций, соединяющих технологические объекты и обеспечивающих проведение операций по перекачке, она предусматривает возможность как последовательной так и параллельной работы основных агрегатов. Основные требования технологической схемы: её простота, возможность выполнения всех технологических операций, предусмотренных проектом, при минимальном количестве монтируемой запорной и регулирующей арматуры и соединительных деталей, а также обеспечение минимальной протяжённости технологических трубопроводов. Основными узлами технологической схемы являются обвязка подпорных и основных насосов, обвязка резервуаров и узел подключения перекачивающих станций к магистральному трубопроводу. Обвязка насосов должна обеспечивать работу насосной станции при выходе в резерв любого из агрегатов. Одно из основных условий при эксплуатации схемы обвязки насосов- максимальное уменьшение коэффициента резерва основного оборудования. Обвязка резервуаров выполнена в следующем виде - для каждого резервуара предусматривается самостоятельный трубопровод, соединённый общим коллектором через манифольдную.

Технологические трубопроводы на НПС «Кириши» служат для выполнения всех технологических операций с поступающими, хранящимися и откачиваемыми нефтепродуктами. Границы технологических трубопроводов определяются входными и выходными задвижками станции соответствующих участков нефтезаводских или магистральных нефтепродуктопроводов, примыкающих к площадке. К технологическим трубопроводам внутриплощадочные нефтепродуктопроводы, соединительные детали трубопроводов, запорную, регулирующую и предохранительную арматуру, узлы учёта и контроля, фильтры и другие устройства.

Являясь наиболее ответственной частью комплекса сооружений трубопроводов, головная перекачивающая станция во многом определяют работу всего трубопровода в целом.

Сеть технологических трубопроводов НПС обеспечивает выполнение следующих операция:

- перекачку светлых нефтепродуктов по магистральному нефтепродуктопроводу по технологии «из насоса в насос»;

- прием и запуск резиновых шаров-разделителей;

- перекачку светлых нефтепродуктов по магистральному нефтепродуктопроводу минуя станции, при внезапной остановке насосных агрегатов.

2.2Технологическая схема и Генплан

Технологическая схема НПС «Кириши» выглядит следующим образом: нефтепродукт с нефтеперекачивающих заводов поступает на станцию и через фильтры-грязеуловители, узел предохранительных устройств, узел учёта направляется в резервуарный парк.

Для откачки нефтепродукта из резервуаров используется подпорная насосная. Из неё через узел учёта нефтепродукт направляется в магистральную насосную, а затем через узел регуляторов давления и камеру пуска и приёма скребка- в магистральный нефтепродуктопровод.

В магистральной насосной установлены четыре последовательно соединённых насоса, производительностью 1250 куб.м/час, напором 260 м столба жидкости каждый. Насосы и электродвигатели разделены между собой брандмауэрной стеной. Смазка насосных агрегатов принудительная.

Вспомогательное оборудование магистральной насосной:

- водонасосы 4К-18/20;

- маслонасосы Ш-40-6-18/Б-3

- компрессор ГСВ 06/12 - 3 шт.

Рисунок 1 - Технологическая схема НПС «Кириши»

Генеральный план НПС

Выполняем подбор количества резервуаров

(2)

2.3 Неисправности центрабежных насосов,способы устранения

Насос НМ 1250-260

1. Механические неисправности

Дефекты изготовления или сборки определяются во время предпусковой подготовки и во время пробного пуска. Часть заводских дефектов проявляется лишь через некоторое время работы.

В процессе работы происходит износ подшипников, рабочих колес или роторов, уплотнений, резиновых деталей муфт. У химических насосов кроме этого-- коррозия проточной части.

Износ подшипников приводит к повышенной вибрации агрегата. При длительной работе на изношенных подшипниках возможен перекос ротора. Последствия--рост потребляемой мощности, повышенный нагрев подшипников и стойки, задевание за корпус рабочего колеса, перекос и задевание за корпус сальникового уплотнения.

Износ рабочих колес приводит к падению подачи и напора при практически неизменной потребляемой мощности. При сильном износе колеса и щелевого уплотнения на входе нарушается балансировка: возникает неуравновешенная осевая сила. Последствия--нагрузка на подшипники и их износ, смещение рабочего колеса в полости насоса, трение его о корпус (всасывающий патрубок) и износ колеса и корпуса.

Основные неисправности и их причины приведены в таблице:

Проявления неисправностей	Причины неисправностей
	Дефекты изготовления, сборки	Износ оборудования, нарушение правил эксплуатации
Насос не выдает заявленных подачи и напора	Не выдержаны размеры рабочего колеса или допуски при его установке	Износ рабочего колеса, смещение рабочего колеса
Объемный насос не выдает заявленных подачи и напора	Засорение клапанов	Износ уплотнений и клапанов
Повышенная потребляемая мощность	Нарушение центровки агрегата	Перетяжка сальника, износ рабочего колеса
Перегрев подшипников	Нарушение центровки агрегата, неправильная установка подшипников	Неправильная смазка подшипников, износ подшипников
Течь по валу насоса	Не выдержаны допуски изготовления сальникового уплотнения Низкое качество манжет	Износ сальникового уплотнения,износ торцового уплотнения
Повышенная вибрация	Нарушение центровки агрегата, недостаточная жесткость рамы или фундамента Неотбалансированный ротор или муфта	Износ подшипников кавитация, нарушение затяжки резьбовых соединений крепления насоса или двигателя
Заклинивание ротора	Не обеспечен требуемый «разбег» ротора в многоступенчатых насосах	Превышение допустимой температуры перекачиваемой жидкости Попадание твердых частиц

2. Работа в недопустимых режимах

Для всех насосов недопустима работа «всухую» (без заполнения полости насоса жидкостью).

Это особенно опасно для погружных т.к. нарушается охлаждение двигателя и далее происходит разрушение изоляции. Работа «всухую» приводит к перегреву и разрушению уплотнений. В сальниковом уплотнении истирается набивка, а затем повреждается защитная втулка. В торцовом уплотнении разрушаются кольца. У ряда насосов разрушаются подшипники скольжения, которые в нормальных условиях смазываются и охлаждаются перекачиваемой жидкостью.

Для защиты от работы «всухую» необходима установка датчика сухого хода или датчика давления на входе, установка защиты по току (от работы с током, меньшим номинального).

В ряде случаев при вероятности работы «всухую» возможно использование центробежных насосов с двойными уплотнениями (с подводом затворной жидкости).

Для динамических насосов недопустимым режимом является также выход за пределы рабочей зоны (подача меньше Qmin или больше Q max),т.к. при этом возрастает вероятность возникновения кавитации. Работа с подачей, большей максимальной, приводит также к перегрузке электродвигателя (3)

2.4 Виды ремонта оборудования на НПС «Кириши»

Плановый осмотр (ревизию) проводят через каждые 200--250 ч работы агрегата. Объем работ, выполняемых при этом, зависит от типа насосов. Обычно при плановых осмотрах выполняют:

1) ревизию подшипников; если шарикоподшипники имеют раковины на беговых дорожках или недопустимый зазор между шариками и обоймами, их следует заменить; нормальный зазор между шариками и обоймами для подшипников диаметром до 50 мм составляет до 0,1 мм и для подшипников диаметром 50--100 мм -- до 0,2 мм; подшипники скольжения перезаливают, когда толщина оставшегося слоя баббита составляет 1--1,5 мм;

2) ревизию и промывку картеров подшипников, смену масла, промывку масляных трубопроводов;

3) ревизию и при необходимости смену сальниковой набивки и проверку рабочих поверхностей защитных гильз (втулок);

4) проверку состояния соединительной муфты, прокладку и смену смазки (у зубчатых муфт);

5) промывку и продувку системы трубопроводов, подводящих уплотняющую жидкость, когда сальники насосов имеют жидкостное уплотнение;

6) чистку трубопроводов и камер водяного охлаждения;

7) проверку состояния корпуса насоса путем его осмотра и простукивания;

8) проверку крепления всего агрегата на фундаменте;

9) проверку центровки агрегата.

Текущий ремонт производят через 700--750 ч работы агрегата.

При этом, кроме работ, предусмотренных плановым осмотром, выполняют следующие операции.

Разбирают насос и тщательно осматривают его детали. Обо всех дефектах отмечают в журнале. Проверяют осевой разбег ротора в корпусе. До установки радиально-упорных подшипников осевой разбег составляет 8--10 мм. После их установки и затяжки (то есть фиксации ротора) осевой люфт в пределах 0,1 - 0,2 мм.



Рисунок 2 - Уплотнительные кольца центробежных насосов:

а -- плоские; б -- типа угольника; в -- типа однорядного лабиринта; г -- типа двухрядного лабиринта

Для плоских уплотнительных колец нормальный радиальный зазор составляет 0,2--0,3 мм. При зазоре больше 0,4 мм уплотняющие кольца следует менять. Для остальных типов уплотнительных колец радиальный зазор зависит от диаметра входного отверстия рабочего колеса и температуры перекачиваемого продукта.

Если величины радиального зазора меньше расчетных, может произойти заедание в уплотнительных кольцах.

Чрезмерное увеличение радиального зазора (более 30% номинальной величины) приводит к недопустимому увеличению коэффициента щелевых утечек и снижению гидравлического к. п. д. насоса.

Осевой зазор в уплотнениях типа угольника принимается значительно большим по сравнению с по сравнению с радиальным, обычно в пределах 3 -- 7 мм.

Если насос имеет подшипники скольжения, проверяют конусность и эллиптичность шеек вала. При эллиптичности или конусности до 0,02 -- 0,04 мм шейки валов обтачивают и шлифуют, а при больших значениях эллиптичности производят наплавку, затем обточку и шлифовку.

Рисунок 2. Направление потока в уплотнительном кольце типа угольника

При текущем ремонте обычно меняют подшипники качения. Возможна также смена защитных втулок или шлифовка их. Вскрывают и промывают масляные фильтры. При необходимости меняют масло в системе смазки.

Средний ремонт производят один раз в год. При этом выполняют все работы текущего ремонта, разбирают отдельные узлы и заменяют детали (подшипники, уплотняющие кольца, торцевые уплотнения и др.), проверяют состояние рабочих колес, зазоров разгрузочного устройства и состояние поверхностей деталей разгрузки (у секционных насосов), а также биение ротора с помощью индикатора.

Рабочее колесо
Лолумуфта
Посадочные места под подшипники (шейки вала)
Защитные гильзы вала
Уплотняющие кольца рабочих колес

Значения допустимых биений роторов центробежных насосов

следующие (в мм):

При значительном биении отдельных мест ротор разбирают, проверяют вал и все детали на биение. Если биение вала или какой-либо детали больше допустимого, их подвергают правке или обточке.

Значения допустимых биений валов центробежных насосов следующие (в мм):

Шейка вала	0,02--0,025
Посадочные места:
под защитные гильзы	0,02
под рабочие колеса	0,02--0,04
под полумуфты	0,02

При среднем ремонте выполняют статическую балансировку ротора насоса. Разбирают торцевое уплотнение и замеряют износ трущихся поверхностей. При необходимости перезаливают подшипники скольжения, меняют масло в системе смазки.

Средний ремонт также производится за счет средств эксплуатации.

Капитальный ремонт. Чем качественнее выполняют текущий и средний ремонт, тем выше уровень эксплуатации оборудования, тем дольше оно работает без капитального ремонта.

Примерный срок, через который требуется капитальный ремонт центробежных насосов, колеблется в пределах 10 000--25 000 ч. Содержание и объем капитального ремонта устанавливают на основе определения степени износа отдельных деталей. В объем капитального ремонта могут входить следующие работы: полная разборка агрегата, определение дефектов всех деталей, восстановление изношенных деталей до номинальных размеров или замена их новыми, обточка шеек роторов насоса, перезаливка вкладышей подшипников скольжения или замена всех подшипников качения, шлифовка или замена защитных гильз, замена рабочих колес, динамическая балансировка ротора насоса, сборка и обкатка насоса.

Аварийная остановка, если для ее ликвидации требуется полная разборка насоса с заменой отдельных узлов и деталей, относится к капитальному ремонту.

2.5 Контроль работоспособности узлов и деталей насосов

Система ТО и ремонта по техническому состоянию включает в себя проведение технического обслуживания, диагностических контролей технического состояния, выполнение работ при регламентных остановках и восстановление работоспособного состояния в случае отклонения значений диагностируемых параметров от установленных нормативно-технической документацией.

Основным документом в организации технического обслуживания и ремонта по фактическому состоянию является годовой график периодичности ТО, плановых диагностических контролей и регламентных остановок (или плановых ремонтов в случае обслуживания оборудования по системе ППР). Ремонт по фактическому техническому состоянию производится по результатам планового или внепланового диагностического контроля. Вид системы ТОР для каждого типа оборудования утверждается главным инженером.

Годовой график периодичности ТО, плановых диагностических контролем и регламентных остановок насосных агрегатов составляется инженерами соответствующих служб НПС за месяц до окончания текущего календарного года, согласовывается с начальниками ремонтных участков ПТС (БПО), визируется главными специалистами РНУ и утверждается главным инженером РНУ. Годовой график хранится у инженера-механика НПС и главных специалистов РНУ. О проведении ТО и ремонтов делается запись в журнале учета ремонтов и ТО (паспорте-формуляре) насосного агрегата инженером-механиком НПС.

Исходными данными для составления графиков периодичности ТО, плановых диагностических контролей и регламентных остановок являются показатели надежности каждого типа оборудования, информация о предусмотренных ранее ТО, диагностических контролях, регламентных остановках, наработке и количестве пусков. При эксплуатации насосов, ресурс которых приближается к предельному сроку службы, значения периодичностей диагностических контролей, приведенные в табл. 1, уточняются в соответствии с РД 153-39ТН-008-96.

В случае принятия решения для какого-либо типа насоса о выполнении восстановительных работ через заранее определенные

интервалы времени технический осмотр, текущий, средний и капитальные ремонты выполняются в плановом порядке, с учетом периодичностей, указанных в табл. 1.

Периодичность технического обслуживания, ремонта и планового диагностического контроля магистральных, подпорных и вспомогательных насосов

Таблица 1 - Значения периодичностей диагностических контролей

Тип насоса	Периодичность, ч
	ТО	Т	С	К	Плановый диагностический контроль
НМ 1250-260; НМ 10000-210	700-800	4200-6000	8400-12000	36000	2100-3000

Контроль работоспособности насосных агрегатов

Контроль работоспособности насосных агрегатов осуществляется при проведении диагностических контролей (оперативного, планового, непланового) по параметрическим и виброакустическим критериям, а также по техническому состоянию отдельных узлов и деталей, оцениваемому при выводе насосов из эксплуатации.

По результатам диагностических контролей принимается решение о выводе насосов в ремонт (текущий, средний или капитальный) или их дальнейшей эксплуатации.

Периодичность и типовой объем работ при оперативном диагностическом контроле.

Оперативный диагностический контроль эксплуатационных параметров основных, подпорных и вспомогательных НА осуществляется оператором НПС каждые два часа визуально по показаниям контрольно-измерительной аппаратуры, установленной в операторной. Данные записываются в журнал (ведомость) оперативных диагностических контролей дежурным персоналом НПС. Оценка вибрации основных и подпорных насосов осуществляется по контрольно-сигнальной виброаппаратуре. Регистрация величины вибрации производится не менее одного раза в смену по каждой контролируемой точке при установившемся режиме. Нормы вибрации магистральных и подпорных насосов приведены в табл. 2.

Таблица 2 - Нормы вибрации магистральных и подпорных насосов

Величина среднего квадратичного значения виброскорости, мм/с	Оценка вибросостояния агрегата	Оценка длительности эксплуатации
До 2,8	Отлично	Длительная
Свыше 2,8 до 4,5	Хорошо	Длительная
Свыше 4,5 до 7,1 (для номинальных режимов)	Удовлетворительно, необходимо улучшение	Ограниченная
Свыше 4,5 до 7,1 (для режимов, отличных от номинальных)	Удовлетворительно	Длительная
Свыше 7,1 до 11,2 (для режимов, отличных от номинальных)	Удовлетворительно, необходимо улучшение	Ограниченная
Свыше 11,2	Неудовлетворительно	Недопустима



Необходимость проведения каких-либо диагностических или проверочных работ по результатам оперативного диагностического контроля определяет старший инженер НПС. Оперативный диагностический контроль насосных агрегатов включает в себя также их технический осмотр персоналом НПС с периодичностью согласно табл. 3.

Результаты осмотров записываются в журнал результатов обхода, который хранится у дежурного персонала НПС.

Таблица 3 - График технических осмотров насосных агрегатов объектов НПС

Наименование объекта	Должность	Периодичность технических осмотров
Магистральные и подпорные насосные	Дежурный персонал	Через 2 ч
	ИТР служб	2 раза в день
	Старший инженер	Через 2 дня
	Начальник НПС	Через неделю
Система охлаждения масла и воды, система откачки утечек	Дежурный персонал	2 раза в смену
	ИТР служб	1 раз в день
	Старший инженер	Через 2 дня
	Начальник НПС	Через неделю
Емкости для сбора и хранения нефти, установки автоматического пожаротушения и противопожарных средств	Дежурный персонал	1 раз в смену
	ИТР служб	Через день
	Старший инженер	Через 2 дня
	Начальник НПС	Через неделю
Котельная	Дежурный персонал	2 раза в смену для котельных, находящихся в работе
	ИТР служб	1 раз в день для котельных, находящихся в работе
	Старший инженер	Через 2 дня
	Начальник НПС	Через неделю
Водопроводы, арт-скважины, канализация, очистные сооружения	Дежурный персонал	1 раз в сутки
	ИТР служб	Через неделю
	Старший инженер	Через две недели
	Начальник НПС	Через месяц

Типовой объем работ при плановом диагностическом контроле.

Периоды времени между плановыми диагностическими контролями определяются для каждого насоса с учетом прогнозных опенок предыдущего диагностического контроля, срока службы и показателей надежности данного насоса в соответствии с п. 3.3.24 РД 153-39ТН-008-96.

Плановый контроль осуществляют специалисты по вибродиагностике РНУ по графикам диагностических контролей. Контролируются СКЗ и спектральные составляющие виброскорости на всех подшипниковых опорах в трех взаимноперпендикулярных направлениях и СКЗ виброскорости на лапах насоса и электродвигателя или лапах подшипниковых стояков и раме электродвигателя в вертикальном направлении. Данные заносятся в паспорт (формуляр) насосного агрегата и составляется акт проведения планового диагностического контроля, которые хранятся у инженера-механика НПС.

При плановом диагностическом контроле производится определение КПД насосного агрегата. Для магистральных и подпорных насосов кроме планового контроля через каждые 2000 ч наработки осуществляется оценка КПД и напора. При отклонении напора насоса от базовых (послеремонтных) значений в сторону уменьшения на 4 % и более, а КПД насоса более 3-4 % в зависимости от типоразмера необходимо провести техническое обследование насосного агрегата, запорной арматуры и вспомогательных систем, включая обследование проточной части насоса на предмет обнаружения искажения отливки корпуса и рабочего колеса, некачественного выполнения литья и механической обработки. Порядок определения напора и КПД насосного агрегата изложен в РД 39-3-477-80 и РД 39-0147103-342-89. Результаты определения КПД записываются в акт планового диагностического контроля или составляется отдельный протокол измерений.

Для вспомогательных насосных агрегатов измеряется интенсивность вибрации по величине среднеквадратичного значения виброскорости на корпусах подшипниковых узлов и на лапах крепления насосов к фундаментной плите или раме в вертикальном направлении.

Неплановый диагностический контроль

Неплановый контроль проводят специалисты по вибродиагностике ОАО МН с целью определения неисправности насоса в следующих случаях:

- при резком изменении параметрических характеристик НА, не связанном с изменением режима перекачки;

- если интенсивность вибрации, приведенная к номинальному режиму перекачки, в любой из контролируемых точек превысила 6,0 мм/с для основных и подпорных насосов или величину, равную 0,9 от предельно допустимого значения - для вспомогательных насосов;

- если интенсивность вибрации превысила базовое значение в два раза;

- если интенсивность вибрации на лапах корпуса насоса превысила 1,8 мм/с;

- если при установившемся режиме перекачки происходит внезапное изменение вибрации на 2 мм/с от любого предшествующего измеренного уровня виброскорости на подшипниковой опоре;

- если температура подшипников изменилась на 100 °С относительно базового значения в определенных климатических условиях (зима, лето).

В объем непланового диагностического контроля входят работы планового контроля, а также проверка в зависимости от результатов оперативного диагностического контроля и характера отклонений измеряемых величин:

- проверка центровки агрегата;

- осмотр и оценка технического состояния соединительной муфты;

- разборка подшипниковых узлов и осмотр деталей, контроль затяжки гайки;

- демонтаж и осмотр деталей торцовых уплотнений;

- измерение и анализ спектральных составляющих виброскорости в дополнительных точках в соответствии с методиками по вибродиагностике с целью определения причин повышенной вибрации и объема ремонтных работ.

Оформление результатов внепланового диагностического контроля осуществляется так же, как и при плановом диагностическом контроле.

Таблица 4 - Предельно допустимые нормы вибрации при эксплуатации насосов вспомогательного оборудования

Высота оси вращения ротора, мм	Среднее квадратическое значение виброскорости, мм/с
От 80	1,8
От 80 до 132	2,8
От 132 до 225	4,5
Свыше 225	7,1

Послеремонтный диагностический контроль

Послеремонтный диагностический контроль проводится для проверки работоспособности оборудования после монтажа, модернизации, ремонта и для получения базовых характеристик; осуществляется специалистами РНУ

или ОАО МН.

Во время послеремонтного диагностического контроля замеряются СКЗ и спектральные составляющие виброскорости на всех подшипниковых опорах в трех взаимноперпендикулярных направлениях и СКЗ виброскорости на лапах насоса и электродвигателя или лапах подшипниковых стояков и раме электродвигателя в вертикальном направлении. (4)

насос трубопровод диагностический ремонт

2.6 Безопасность работ при ремонте и эксплуатации центробежных насосов на НПС Кириши

Устройство и эксплуатация насосов должны соответствовать

Общим техническим условиям по ремонту центробежных насосов, ГОСТ

28158, ОСТ 26-06-2019, Общим техническим условиям по эксплуатации и

ремонту поршневых и плунжерных насосов, техническим условиям

заводов-изготовителей, инструкциям предприятия и настоящим Правилам.

На нагнетательных трубопроводах центробежных насосов между насосом и отключающей задвижкой должны быть установлены обратные клапаны.

Для перекачки жидкостей особой опасности по ГОСТ 12.1.007 следует применять герметичные, мембранные или центробежные насосы с двойным торцевым уплотнением.

Удаление остатков продуктов из трубопроводов, насосов и другого оборудования, расположенного в насосной, должно производиться по закрытым коммуникациям за пределы насосной; жидких - в специально предназначенную емкость, а паров и газов - на факел.

В открытых насосных должен быть предусмотрен обогрев полов. Обогревающие пол змеевики должны обеспечивать на поверхности пола насосной температуру не ниже +5 град. C при средней температуре наиболее холодной пятидневки (расчетная температура отопления).

Корпусы насосов, перекачивающих легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, должны быть заземлены, независимо от заземления электродвигателей, находящихся на одной раме с насосами.

Пускать в работу и эксплуатировать центробежные насосы при отсутствии ограждения на муфте сцепления их с двигателем запрещается.

В насосных на трубопроводах должно быть указано

направление движения потоков, на оборудовании - номера позиций по технологической схеме, а на двигателях - направление вращения ротора.

Насосное оборудование, полы и лотки насосных необходимо содержать в чистоте. Сточные воды после мытья полов и лотков, содержащие кислоты, щелочи, селективные растворители, этиловую жидкость и другие едкие и вредные вещества, должны накапливаться в специальной емкости и перед спуском в канализацию обезвреживаться в строгом соответствии с технологическим регламентом.

На насосе, подающем уплотняющую жидкость на торцевые уплотнения двух и более центробежных насосов, должна быть предусмотрена блокировка по включению резервного насоса при падении давления уплотняющей жидкости в системе или отключению основного насоса.

Если для охлаждения корпусов подшипников и сальниковых

камер применяются незамерзающие жидкости (антифриз, керосин и др.), то циркуляция должна осуществляться по непрерывной замкнутой схеме. В случае использования в качестве охлаждающей жидкости воды с температурой 20 - 30 град. C для контроля за стоком обязательно наличие открытых воронок или смотровых фонарей, соединенных с канализацией.

Хранение смазочных масел в насосных разрешается в количестве не более 20 л в несгораемых шкафах или в ящиках с плотно закрывающимися крышками.

После остановки насоса подачу воды для охлаждения сальников, при температуре окружающего воздуха в насосной выше нуля, рекомендуется прекратить.

Перед пуском центробежного насоса необходимо убедиться в легкости проворачивания его вала от руки.

Насосы, перекачивающие застывающие нефтепродукты, должны находиться в прогретом состоянии (находиться в горячем резерве).

. Насос, подлежащий вскрытию, должен быть отключен от трубопроводов при помощи задвижек и заглушек. При ремонте парового поршневого насоса и насоса с приводом от паровой турбины необходимо

ставить заглушки на трубопроводы острого и мятого пара.

При кратковременном текущем ремонте, не требующем вскрытия и разборки насосов, (исправление центровки, устранение вибрации и др.), отглушение необязательно. В таких случаях на закрытых задвижках должны быть вывешены таблички: "Не открывать! Работают люди". Электропривод насоса должен быть обесточен и вывешена табличка.

В ремонтном производстве предприятия рекомендуется предусматривать следующие стенды и системы:

- входная диагностика подшипников;

- балансировка роторов насосов и двигателей;

- диагностика и испытание насосов после ремонта.

Для новых и действующих взрывопожароопасных производств рекомендуется устанавливать стационарные системы мониторинга состояния насосных агрегатов.(5)



3. Расчетная часть

3.1Гидравлический расчет

Данный расчет я выполнил только для дизельного топлива, так как характеристики дизельного топлива выше чем у автобензина, значит и автобензин можно перекачивать.

Исходные данные для расчета

Производительность G = 9 млн. т/год

Длина трубопровода Lтр = 850 км

Коэффициент развития трассы кр = 1,02

Плотность при 20 єС = 850 кг/м3

Вязкость при t1 = 20 єС = 50 cCт

t2 = 50 єС = 15 сСт

Разность геодезических отметок = 220м

Определяем глубину заложения трубопровода и температуры

Н = (0,8 ч 1) + ;

Н = 0,8 + = 1,115 м

tр = 0,4є

Определяем расчетную плотность ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА при температуре tр

;

где = 850 кг/м3 - плотность нефти при температуре 20є;

кг/м3.

Определяем расчетный кинематический коэффициент вязкости

;

где - кинематический коэффициент вязкости при любой известной температуре t*;

u - показатель крутизны вязкостно-температурной кривой;

;

Определяем расчетные часовую и секундную пропускные способности нефтепровода

;

где G = 9 млн. т/год - годовой план перекачки;

= 866 кг/м3 - расчетная плотность ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА;

8 400 - расчетное число часов работы в году.

м3/ч

;

м3/с

Определяем внутренний диаметр трубопровода

;

где Q - секундная подача нефтеперекачивающей станции;

W - скорость перекачки;

мм

По значению Dо принимается ближайший стандартный диаметр Dн = 630 мм.

Для дальнейших расчетов подбираются насосы по Qч

НМ 1250-260, 14 НДсНм

Рабочее давление, развиваемое нефтеперекачивающей станцией при последовательном соединении насосов определяется из условия

где hм = 260; hn = 30 - напоры, развиваемые магистральным и подпорным насосами;

mр = 3 - число рабочих магистральных насосов;

Pg = 7,5 МПа - допустимое давление нефтеперекачивающей станции.

МПа < 7,5 Мпа

Определяем необходимую толщину стенки

;

где Р = 6,7 МПа - рабочее давление в трубопроводе;

Dн = 630 мм - наружный диаметр трубы;

n = 1,1 - коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе;

R1 - расчетное сопротивление.

;

где = 480 МПа - расчетное сопротивление трубной стали 14ГН;

mу = 0,9 - коэффициент условий работы трубопровода;

к1 = 1,34 - коэффициент надежности по материалу труб;

кн = 1 - коэффициент надежности по назначению трубопровода.

Мпа;

мм.

Определяем внутренний диаметр трубы

D = Dн - 2·;

D = 630 - 2 · 7 = 616 мм

Уточняем фактическую скорость течения перекачиваемой нефти по трубопроводу и параметр Re

;

где Q = 0,3 м3/с - секундная подача;

D = 616 - внутренний диаметр трубы;

м/с

;

.

Определяем параметр Reпер и коэффициент гидравлического сопротивления

;

;

.

Для зоны гидравлических гладких труб коэффициент гидравлического сопротивления находится по формуле Блазиуса

;

Определяем гидравлический уклон

;

Определяем суммарные потери напора в нефтепроводе

;

H = 1,02 · 0,004 · 850 000 + 0 = 3468 м

Определяем расчетный напор нефтеперекачивающей станции

;

Hст = 3 · 260 = 780 м

Определяем необходимое число нефтеперекачивающих станций

;

= 4,4=5

Рисунок 1. - Совмещенная характеристика трубопровода и насосов



Вывод

В данном курсовом проекте я рассмотрел Магистральный трубопровод «Кириши-Ярославль»,определил количество нефтеперекачивающих станций, подобрал необходимые насосы на НПС «Кириши».

Спосок используемой литературы

1. «Техника и технология транспорта и хранения нефти и газа» Арбузова Ф.Ф.,Алиев Р.А.и др. Недра 1992г

2. «Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций»А.М Шаммазов, В.Н.Александров, Недра 2003г

3 Эксплуатация насосов магистральных нефтепродуктовпроводов. В.И.Харламенко, М.В.Голубь,Недра 1978г

4.«Ремонт магистральных трубопроводов и оборудования НПС» Галеев В.П.,Сощенко Е.М. Недра 1968г

5. «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов» Недра 1978г

Размещено на Allbest.ru