Главная
База знаний "Allbest"
Производство и технологии
Насосная станция магистрального нефтепровода
Насосная станция магистрального нефтепровода
Характеристика конструкций нефтеперекачивающих станций и компенсаторов. Основные причины отказов оборудования связанные с вибрацией. Разработка мероприятий по снижению вибрации введением в обвязку насоса сильфонных универсальных линзовых компенсаторов.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 16.05.2017 |
| Размер файла | 2,0 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
66
Размещено на http://www.allbest.ru/
Реферат
В пояснительной записке проанализированы существующие конструкции нефтеперекачивающих станций и компенсаторов. Рассмотрены причины отказов оборудования связанные с вибрацией. Предложены мероприятия по снижению вибрации введением в обвязку насоса сильфонных универсальных линзовых компенсаторов. Выполнены необходимые расчеты конструкции.
Содержание
- Введение
- 1. Анализ существующих конструкций
- 1.1 Описание нефтеперекачивающей станции
- 1.2 Характеристика основного и вспомогательного оборудования
- 1.2.1 Назначение насосного агрегата НМ 10000-210
- 1.2.2 Устройство и принцип работы насосного агрегата НМ 10000-210
- 1.2.3 Корпус насоса
- 1.2.4 Ротор насоса [рис.1.2]
- 1.3 Проблемы возникающие при эксплуатации насосной станции. Способы борьбы с ними
- 1.3.1 Несоосность валов
- 1.3.2 Повышенная вибрация
- 2. Патентные исследования
- 3. Расчет нефеперекачивающей станции
- 4. Предлагаемый способ снижения вибрации
- 5. Расчет компенсатора
- 5.1 Исходные данные для проведения расчетов
- 5.2 Определение величина напряжений
- 5.3 Обобщенные коэффициенты снижения усталостной прочности
- 5.3.1 Значение теоретического коэффициента концентрации [13]
- 5.3.2 Значение эффективного коэффициента концентрации [13]
- 5.3.3 Значение коэффициента учитывающего состояние поверхности детали и рабочей среды
- 5.3.4 Значение коэффициента учитывающего размеры сечения детали
- 5.3.5 Значение коэффициента учитывающего поверхностное упрочнение
- 5.3.6 Обобщенный коэффициент снижения усталостной прочности детали [13]
- 5.4 Определение запаса усталостной прочности компенсатор
- 5.4.1Симметричный цикл нагружения
- 5.4.2 Асимметричный цикл нагружения
- Заключение
- Список литературы
Введение
Роль трубопроводного транспорта в системе нефтяной и газовой промышленности чрезвычайно велика. Для нефти трубопроводный транспорт является основным видом транспорта в нашей стране. Характерной чертой трубопроводного транспорта является высокий уровень автоматизации производственных операций. В настоящее время в стране сформированы мощные нефтепроводные системы.
Трубопроводный транспорт нефти наиболее экономичен, экологически безопасен, легко автоматизируется и т.п. Этими преимуществами перед другими видами транспорта и объясняется его интенсивное развитие. Система магистральных нефтепроводов в России, созданная в 1960-80 годах, была ориентирована на работу в централизованной плановой экономике по технологическому принципу, причем нефтедобыча и нефтепереработка были экономически разделены, а нефтепроводный транспорт выполнял функцию посредника между ними - покупая и продавая нефть по установленным ценам. С развитием рыночных отношением появилась необходимость перехода на тарифную систему оплаты за услуги нефтепроводного транспорта.
Основным элементом магистрального нефтепровода, выполняющим функции передачи энергии потоку нефти для его перемещения к конечному пункту трубопровода, является нефтеперекачивающая станция.
Нефтеперекачивающие станции являются структурным подразделением магистрального нефтепровода и представляют сложный комплекс сооружений, установок и оборудования, предназначенных для обеспечения транспорта нефти по трубопроводу.
Надежность и экономичность оборудования станции, определяется целым рядом факторов, в том числе условиями его эксплуатации и способностью адаптироваться к изменяющимся условиям работы. К числу факторов, наиболее неблагоприятно сказывающихся на надежность, относится повышенная вибрация со стороны технологических трубопроводов. На долю отказов оборудования по причине повышенной вибрации приходится до 45% всех отказов. Повышенная вибрация сказывается на техническом состоянии торцевых уплотнений и подшипников. Об этом свидетельствуют известные данные по результатам обследования 32 площадок насосных станций магистральных нефтепроводов с 108 насосами типа НМ 10000-210.
Одним из решением данной проблемы является внедрение в схему насосной станции перекачки нефти, гибких элементов, с жесткостью меньшей чем у трубопровода, сильфонных универсальных линзовых компенсаторов, которые будут препятствовать распространению вибраций технологического трубопровода, возникающих не только от гидродинамической природы но и от вибрации других центробежных насосов включенных в схему насосной станции.
В связи с актуальностью проблемы была выбрана тема выпускной работы "Насосная станция магистрального нефтепровода", в рамках которой предложен вариант уменьшения нагрузок на насосный агрегат со стороны технологических трубопроводов станции магистрального нефтепровода.
1. Анализ существующих конструкций
1.1 Описание нефтеперекачивающей станции
Основным элементом магистрального нефтепровода, выполняющим функции передачи энергии потоку нефти для его перемещения к конечному пункту трубопровода, является нефтеперекачивающая станция (НПС).
НПС является структурным подразделением магистрального нефтепровода и представляет комплекс сооружений, установок и оборудования, предназначенных для обеспечения транспорта нефти по трубопроводу.
НПС подразделяются на головные и промежуточные.
Головная НПС - начальная на магистральном нефтепроводе нефтеперекачивающая станция с резервуарным парком, осуществляющая операции по приему нефти с нефтепромысловых предприятий для дальнейшей транспортировки по магистральному нефтепроводу.
Промежуточная НПС - нефтеперекачивающая станция, осуществляющая повышение давления перекачиваемой жидкости в магистральном нефтепроводе. Промежуточная НПС может иметь резервуарный парк.
В состав НПС входят: насосные с магистральными и подпорными насосными агрегатами, резервуарные парки, системы водоснабжения, теплоснабжения, канализации, пожаротушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, связи, технологические трубопроводы, печи подогрева нефти, узлы учета, производственно бытовые здания, сооружения и другие объекты.
Насосная - сооружение НПС, в котором устанавливается основное и вспомогательное оборудование.
Все насосные различаются между собой исполнением насосной и исполнением магистрального насоса.
По исполнению насосной:
открытая площадка
капитальное помещение
блочное
блочно-модульное исполнение.
По исполнению насоса:
1. По числу рабочих колес: одноступенчатые (с одним рабочим колесом); многоступенчатые (с несколькими рабочими колесами). В многоступенчатых насосах жидкость подается через всасывающий патрубок к центру первого колеса, с периферии этого колеса к центру следующего колеса и т.д. Таким образом, давление жидкости последовательно повышается на каждом рабочем колесе. Число колес и многоступенчатых насосах может доходить до 10-16.
2. По развиваемому напору: низконапорные (до 50-60 м); средне-напорные (до 150 - 200 м); высоконапорные (более 200 м).
3. По способу подвода жидкости к рабочему колесу: с односторонним подводом (всасыванием); с двусторонним подводом.
4. По расположению вала насоса: горизонтальные, вертикальные.
5. По способу разъема корпуса: с горизонтальным разъемом; с вертикальным разъемом.
6. По способу отвода жидкости из рабочего колеса в камеру: спиральные; секционные.
В спиральных насосах жидкость из рабочего колеса поступает в спиральный корпус и затем в напорный трубопровод. В секционных насосах жидкость из рабочего колеса отводится через направляющий аппарат, который представляет собой неподвижное кольцо с лопастями.
7. По способу соединения с двигателем: соединяемые с двигателем через демультипликатор; соединяемые с двигателем напрямую (через упругую муфту).
насосная станция магистральный нефтепровод
8. По назначению: для перекачки воды, нефти, холодных и горячих нефтепродуктов, сжиженных газов, масел, органических растворителей и др.; для транспортировки по магистральным трубопроводам нефти и нефтепродуктов.
В данной работе мною была выбрана насосная капитального исполнения с четырьмя насосами серии НМ-10000-210 - горизонтальные, одноступенчатые спирального типа с двухсторонним подводом жидкости к рабочему колесу.
Укрытие разделяется воздухонепроницаемой огнестойкой стеной на два отдельных помещения со своими входами и выходами.
В первом помещении, по пожаро - и взрывоопасности относящемуся к классу В-1А категории и группе смеси IIТА-3, установлены четыре основных насоса типа НМ 10000х210 с ротором на производительность 10000 , блок откачки утечек и кран мостовой ручной во взрывобезопасном исполнении по ширине проема первого помещения общего укрытия грузоподъемностью 12т.
Во втором помещении с нормальной средой для привода насосов установлены синхронные электродвигатели нормального исполнения типа СТД-8000-2 с тиристорным возбудительным устройством, со встроенными водяными воздухоохладителями и замкнутым циклом вентиляции воздуха, блок централизованной маслосистемы с аккумулирующим баком и кран мостовой ручной в нормальном исполнении по ширине второго помещения общего укрытия грузоподъемностью 25т.
Насосные агрегаты обвязаны трубопроводами - отводами изогнутой формы, которые соединяют их приемные и напорные патрубки через общий коллектор наружной установки. Трубопроводы отводы уложены в земле и присоединены к насосам сваркой.
1.2 Характеристика основного и вспомогательного оборудования
К основному оборудованию относятся магистральные насосы и их привод, а к вспомогательному - оборудование, необходимое для нормальной эксплуатации основного оборудования: системы смазки, вентиляции, отопления, энергоснабжения, канализации, водоснабжения и т.д.
В качестве основных насосов используются центробежные насосы, которые отвечают следующим требованиям:
большие подачи при сравнительно высоких напорах;
долговременность и надежность непрерывной работы;
простота конструкции и технического обслуживания;
компактность;
экономичность.
Центробежный насос относится к лопастным насосам, в которых жидкая среда перемещается через рабочее колесо от центра к периферии.
Центробежный насос состоит из рабочего колеса с изогнутыми лопастями и неподвижного корпуса спиральной формы. Рабочее колесо насажено на вал, вращение которого осуществляется непосредственно от привода (чаще всего электродвигателя).
В корпусе насоса имеются два патрубка для присоединения к всасывающему и нагнетательному трубопроводам. Отверстия в корпусе, через которые проходит вал колеса, имеют сальники для создания необходимой герметичности.
Для предотвращения перетекания жидкости внутри насоса между всасывающим патрубком и колесом устанавливается лабиринтное уплотнение.
Центробежный насос может работать только в том случае, когда его внутренняя полость заполнена перекачиваемой жидкостью.
Принцип действия центробежных насосов заключается в следующем. От вала насоса приводится в движение рабочее колесо, находящееся в корпусе. Колесо при своем вращении захватывает жидкость и благодаря развиваемой центробежной силе выбрасывает эту жидкость через направляющую (спиральную) камеру в нагнетательный трубопровод.
Уходящая жидкость освобождает занимаемое ею пространство в каналах на внутренней окружности рабочего колеса. Давление в этой области понижается, и туда устремляется жидкость из всасывающего трубопровода под действием разности давлений.
Разность давлений в резервуаре и на всасывании насоса должна быть достаточной, чтобы преодолеть давление столба жидкости, гидравлические и инерционные сопротивления во всасывающем трубопроводе.
Если жидкость забирается насосом из открытого резервуара, то всасывание жидкости центробежным насосом происходит под действием перепада давлений, равного разности атмосферного давления и давления на входе в рабочее колесо.
Основным элементом центробежного насоса является рабочее колесо, которое представляет собой, например, отливку из двух дисков, между которыми располагается от 4 до 12 рабочих лопастей. Иногда рабочие колеса выполняют открытыми без переднего диска. Рабочее колесо может быть также сварным, штампованным и фрезерованным.
Спиральный корпус (камера) служит для приема и направления жидкости, а также преобразования кинетической энергии жидкости (скорости), приобретенной от вращающегося рабочего колеса, в потенциальную энергию (давление).
В корпусе насоса устанавливаются опоры. Для подшипников, в которых вращается вал.
1.2.1 Назначение насосного агрегата НМ 10000-210
Насосная станция - наиболее сложное и ответственное звено магистрального нефтепровода, на котором сосредоточен основной объём технологического оборудования нефтепровода.
Эффективная эксплуатация насосных станций - один из важнейших вопросов нефтепроводного транспорта. Достаточно лишь выделить вопрос об экономии электроэнергии на перекачку. Ведь насосные агрегаты нефтепроводов - это весьма энергоёмкое, мощное оборудование, в процессе работы которого затрачиваются миллиарды киловатт-часов электроэнергии.
Одним из главных элементов насосной станции являются насосные агрегаты, которые передают энергию перекачиваемой жидкости, благодаря чему осуществляют её движение по трубопроводу.
Насосным агрегатом называется агрегат, состоящий из насоса и приводящего его в движение двигателя, соединённых между собой.
На насосных станциях магистральных нефтепроводов применяются синхронные и асинхронные электродвигатели.
В связи с этим одна из главных задач эксплуатации насосного оборудования нефтепроводов - получение максимального к. п. д. насосов в любой момент времени.
Агрегат нефтяной электронасосный центробежный магистральный типа "НМ" на подачи 10000 м3/ч (рис.1.1), предназначен для транспортирования по магистральным трубопроводам нефти с температурой до 80єС, кинематической вязкостью не более 3см2/с, с содержанием механических примесей по объёму не более 0,05% и размером не более 0,2мм.
Рисунок 1.1. Насос магистральный НМ10000-210
Насос - это устройство, в котором внешняя механическая энергия преобразуется в энергию перекачиваемой жидкости, в результате чего осуществляется её напорное перемещение. Насосы изготовлены по 1 группе надёжности ГОСТ6134-71 в климатическом исполнении УХЛ, категории размещения 4 ГОСТ15150-69. Технические характеристики насоса НМ10000-210 приведены в таблице 1.1.
Таблица 1.1
Технические характеристики насоса НМ10000 - 210
|
Наименование показателей насоса |
НМ10000 - 210 |
|
|
Подача, м3/ч |
10000 |
|
|
Напор, м |
210 |
|
|
Допускаемый кавитационный запас, м |
65 |
|
|
Частота вращения, об/мин |
3000 |
|
|
Предельное давление, МПа |
7,5 |
|
|
Мощность (=860кг/м3), кВт |
5550 или 7900 |
|
|
КПД (на воде),% |
89 |
|
|
Давление в камере уплотнения, МПа |
5,5 |
|
|
Габаритные размеры (длинна х ширина х высота), мм |
2505х2600х2125 |
|
|
Уровень звука на опорном радиусе 3м , дБА , не более |
100 |
1.2.2 Устройство и принцип работы насосного агрегата НМ 10000-210
Принцип действия насоса заключается в преобразовании механической энергии в гидравлическую за счёт взаимодействия жидкости с рабочими органами.
Насос НМ 10000-210 - центробежный горизонтальный с двухсторонним подводом жидкости к рабочему колесу и двухзавитковым спиральным отводом жидкости от рабочего колеса. Этот насос разработан специально для нефтяной промышленности и предназначен для транспортировки нефти и нефтепродуктов с температурой 268 - 353К, кинематической вязкостью до 3х10-4 , содержанием механических примесей до 0,06% по объёму с размером частиц до 0,2 мм.
Входной и напорный патрубки насоса, направленные в противоположные стороны от оси насоса, расположены в нижней части корпуса, что обеспечивает удобный доступ к ротору и внутренним деталям насоса без отсоединения патрубков от технологических трубопроводов. Входной и напорный патрубки присоединяются к технологическим трубопроводам сваркой.
Базовой деталью насоса является корпус с горизонтальной плоскостью разъёма и лапами, расположенными в нижней части.
1.2.3 Корпус насоса
Конструкция корпуса насоса зависит от трёх основных факторов: давления, температуры и свойств перекачиваемой жидкости. Для нефтяных насосов наибольшее распространение получили корпуса с осевым разъёмом.
Большая часть современных магистральных насосов имеет корпус в виде спирали вокруг колеса, так называемый спиральный корпус.
Корпус спирального типа выполняется разъёмным по горизонтальной плоскости и состоит из двух половин: верхней (крышки корпуса) и нижней.
Такая конструкция позволяет легко и быстро разбирать насос, для чего достаточно снять верхнюю половину корпуса и поднять ротор, предварительно освободив его от подшипников, внутренние отверстия корпуса и отверстий под концевые уплотнения растачивают в собранном корпусе.
Наличие горизонтального разъёма позволяет производить разборку насоса без отсоединения трубопроводов.
В верхней части корпуса насоса имеется отверстие для выпуска воздуха при заполнении насоса перекачиваемой жидкостью, а в нижней - отверстие для слива при разборке насоса.
Корпуса современных насосов представляют собой стальные отливки сложной формы, в которых выполнены подводящие полости - подводы, отводы и переводные каналы. Корпус насоса выполнен из стали 25Л или 20Л. В нижней части корпуса расположены входной и напорный патрубки и опорные лапы.
Отливка корпусных деталей должна обеспечивать высокую точность геометрических размеров и чистоту поверхностей проточной части. Вся внутренняя полость корпуса насоса при работе заполнена перекачиваемой жидкостью и находится под давлением, поэтому механическая прочность корпуса проверяется гидравлическими испытаниями.
Корпуса современных магистральных насосов типа НМ рассчитаны на предельное рабочее давление 7,5 МПа.
Крышка корпуса крепится к нижней части шпильками, обеспечивающими контактное уплотняющее усилие по плоскости разъёма, которая уплотняется прокладкой толщиной 0,5 - 1 мм.
Для транспортировки насоса в крышке имеются специальные проушины в ребрах жёсткости или бобышки для рым - болтов
1.2.4 Ротор насоса [рис.1.2]
Ротор насоса - отдельная сборочная единица, определяющая динамическую устойчивость работы насоса, его надёжность, долговечность и экономичностьРотор насоса состоит из вала с насаженными на него рабочим колесом, защитными втулками, дистанционными кольцами и крепёжными деталями.
Рисунок 1.2 - Ротор насоса
Вал предназначен для передачи момента вращения от электродвигателя к рабочему колесу, неподвижно закреплённому на валу при помощи шпонок и установочных гаек. Правильная установка ротора в корпус в осевом направлении достигается подгонкой толщины дистанционного кольца. Ротор насоса центруется перемещением корпусов подшипников с помощью регулировочных валков, после чего корпуса подшипников штифтуются.
Опорами ротора являются подшипники скольжения с принудительной смазкой. Количество масла, подводимого к подшипникам регулируется с помощью дроссельных шайб, установленным на подводе масла к подшипникам. В случае аварийного отключения электроэнергии масло подаётся к шейкам вала смазочными кольцами.
Для восприятия остаточных неуравновешенных сил служит радиально-упорный сдвоенный шарикоподшипник с принудительной смазкой. Концевые уплотнения ротора механические, рассчитаны на рабочее давление 4,9 МПа.
Конструкция торцевого уплотнения допускает разборку и сборку насоса без демонтажа крышки насоса и корпусов подшипников. Герметизация торцовых уплотнений обеспечивается плотным прилеганием неподвижного кольца к вращающемуся кольцу за счёт гидростатического давления жидкости.
Максимальный диаметр вала насоса выбирается в месте посадки рабочего колеса, а к концам диаметр вала ступенчато уменьшается. Посадочные размеры вала обрабатываются по второму классу точности.
Валы нефтяных насосов изготовляют из сталей 40Х (ГОСТ 4543-71) и 30Х1 (ГОСТ5632-72).
Основной элемент ротора и насоса - рабочее колесо, в котором механическая энергия, получаемая от электродвигателя, преобразуется в гидравлическую энергию перекачиваемой жидкости.
На насосах НМ 10000-210 применяется рабочее колесо с двухсторонним входом, которое выполняется цельнолитым и представляет собой как бы два колеса с односторонним входом, сложенные основными дисками. Это колесо имеет один основной и два передних диска. Основное достоинство таких рабочих колёс - их хорошая осевая уравновешенность.
Вращение от ротора электродвигателя к насосу передаётся с помощью зубчатой муфты с проставкой между внешними обоймами. При снятии проставки демонтаж зубчатой муфты и торцовых уплотнений обеспечивается без снятия крышки корпуса и электродвигателя.
Если в качестве привода используется двигатель в обычном исполнении, насос и двигатель устанавливаются в изолированных друг от друга помещениях. Помещения изолируются с помощью воздушной завесы, образующейся в щелевом зазоре между зубчатой втулкой электродвигателя и воздушной камерой при подаче в камеру сжатого воздуха. Минимальный перепад давления между воздушной камерой и помещением насосной 0,03 м.
Чтобы повысить экономичность работы насосов, в период поэтапного освоения нефтепроводов предусматривается применение сменных роторов с рабочими колёсами на подачу 0,5 и 0,7 от номинальной. Для расширения области применения насоса НМ 10000-210 до подачи 12000 в нём предусмотрено применение сменного ротора на подачу 1,25 от номинальной. Обозначение типоразмеров роторов приведены в таблице 1.2.
Таблица 1.2
|
Подачи, % от номинальной. |
|||
|
50 |
70 |
125 |
|
|
Частичные подачи, /ч. |
|||
|
5000 |
7000 |
12500 |
Насос и электродвигатель могут быть установлены на отдельных фундаментных рамах или на общей плите. Конструкцией насосов предусмотрены места для установки приборов дистанционного контроля температуры подшипников, утечек жидкости через концевые уплотнения ротора, температуры перекачиваемой жидкости, давления на входе и выходе насоса.
1.3 Проблемы возникающие при эксплуатации насосной станции. Способы борьбы с ними
Надежность и экономичность насосов, как любых машин и механизмов, определяется целым рядом факторов, в том числе условиями их эксплуатации и способностью адаптироваться к изменяющимся условиям работы. К числу факторов, наиболее неблагоприятно сказывающихся на надежности насосных агрегатов, относятся: несоосность валов насоса и привода, повышенная вибрация.
1.3.1 Несоосность валов
Для борьбы с несоосностью валов на станциях внедряют пластинчатые муфты (рис 1.3) взамен зубчатым (рис. 1.4), в связи с тем, что зубчатые муфты очень чувствительны к перекосам валов.
Рисунок 1.3 - Пластинчатая муфта
Рисунок 1.4-Зубчатая муфта
В сравнении с зубчатыми и втулочно-пальцевыми муфтами пластинчатые муфты позволяют:
значительно снизить уровень вибрации;
повысить ресурс опор и концевых уплотнений насосов и компрессоров;
обеспечить возможность осевых перемещений роторов соединяемых механизмов, стремящихся занять рабочее положение;
при пуске (совмещение магнитных осей ротора и статора электродвигателя, установление рабочего зазора в гидропяте);
исключить подвод смазки и техобслуживание.
1.3.2 Повышенная вибрация
На долю отказов центробежных насосов по причине повышенной вибрации приходится до 45 % всех отказов.
Повышенная вибрация сказывается на техническом состоянии торцевых уплотнений и подшипников. Об этом свидетельствуют известные данные по результатам обследования 32 площадок насосных станций магистральных нефтепроводов с 108 насосами типа НМ 10000-210. Вибрация насосных агрегатов вызывается причинами механического, электротехнического и гидродинамического происхождения. Наименее изучена и прогнозируема вибрация гидродинамического происхождения, возникающая при работе насосов на пониженных и повышенных подачах. При таких режимах работы происходит интенсивное динамическое воздействие на гидравлическую часть насосов, которое воспринимается механической частью и передается на подшипниковые узлы, корпус и фундаменты агрегатов. Данный вид вибрации сопровождается разрушением подшипников, смещением и биением валов, увеличением вибрации строительных конструкций и примыкающих к насосам трубопроводов. В наиболее тяжелых случаях имеет место разрушение рабочих колес и отводов, улиток крупных насосов и обвязывающих насосы трубопроводов. Следствием вибрации может являться также интенсивный гидроабразивный износ проточной части насосов, что влечет за собой снижение кавитационных характеристик и к. п. д. насосов с последующим ухудшением экономических показателей средств перекачки. Для решения данной проблемы возможно применение компенсаторов.
Компенсатор - специальное инженерное устройство для возмещения или уравновешивания влияния различных факторов на работу системы, машины или механизма. Трубопроводные системы с постоянной рабочей средой, как правило, подвергаются воздействию температурных расширений и давления, различного рода вибрациям, а также оседанию фундамента. Для
устранения подобных негативных воздействий необходима установка гибких элементов, которые будут способствовать компенсации вибраций и предотвращению повреждений трубопроводных систем.
Компенсаторы являются оптимальным решением в случаях, когда система трубопроводных линий не способна естественным образом компенсировать воздействие различного рода вибраций.
В этих случаях компенсатор берет на себя функцию гибкого звена в трубопроводной системе, препятствует распространению вибрации на другие объекты.
Сальниковые компенсаторы - это скользящие, компенсирующие соединения, действующие по принципу простого телескопа. На заре их применения зазор между трубами заполняли пенькой, густо смазанной животным салом - поэтому набивка получила название "сальник", а компенсатор стали называть "сальниковым". Компенсаторы этого типа имеют ряд серьезных недостатков. С одной стороны, сальниковый компенсатор может обеспечить компенсацию любых по величине осевых перемещений. С другой стороны, сейчас не существует сальниковых уплотнений, способных обеспечивать герметичность трубопроводов с горячей водой и паром в течение длительного времени. В связи с этим требуется регулярное обслуживание сальниковых компенсаторов, но даже это не спасает от протечек теплоносителя. А поскольку при подземной прокладке теплопроводов для установки сальниковых компенсаторов требуются специальные камеры обслуживания, это значительно усложняет и делает более дорогим строительство и эксплуатацию теплотрасс с компенсаторами такого типа.
Линзовые компенсаторы (рис 1.5) - линзовые соединения, представляющие собой тарельчатые плоскости, сваренные по наибольшей окружности для образования " формы линзы". Линзовые компенсаторы применяются, в основном, на теплопроводах, газовых магистралях, водопроводах и нефтепроводах. Жесткость этих компенсаторов такова, что для их деформации требуются значительные усилия. Тем не менее, линзовые компенсаторы обладают весьма низкой компенсирующей способностью по сравнению с другими типами компенсаторов, к тому же трудоемкость их изготовления достаточно высока, а большое количество сварных швов (что вызвано технологией изготовления) снижает надежность этих устройств.
Рисунок 1.5 - Линзовый компенсатор
Сильфонные компенсаторы. Недостатки присущие выше указанным компенсирующим соединениям привели к развитию производства и применению сильфонных компенсаторов.
Компенсаторы этого типа не дают утечек и не требуют обслуживания. Сильфонные компенсаторы имеют малые габариты, могут устанавливаться в любом месте трубопровода при любом способе его прокладки, не требуют строительства специальных камер и обслуживания в течение всего срока эксплуатации. Срок их службы, как правило, соответствует сроку службы трубопроводов. Применение сильфонных компенсаторов обеспечивает надежную и эффективную защиту трубопроводов от статистических и динамических нагрузок, возникающих при деформациях, вибрации и гидроударе. Благодаря использованию при изготовлении сильфонов высококачественных нержавеющих сталей, сильфонные компенсаторы способны работать в самых жестких условиях с температурами рабочих сред от "абсолютного нуля" до 1000°С и воспринимать рабочие давления от вакуума до 100 атм., в зависимости от конструкции и условий работы.
Самые первые модели сильфонных компенсаторов были однослойными, толщиной до 15 мм. Материал компенсаторов представлял собой, как правило, либо чистую сталь, либо ее сплавы. Подобные компенсаторы имели только осевой рабочий ход, и соответственно могли компенсировать исключительно осевые смещения, вызывая при этом огромные реакционные силы. Кроме этого, подобные компенсаторы были очень тяжелыми и занимали много места. Основной частью сильфонного компенсатора является сильфон - упругая гофрированная металлическая оболочка, обладающая способностью растягиваться, изгибаться либо сдвигаться под действием перепада температур, давления и другого рода изменений.
Сильфон компенсатора производится как из одного, так и из нескольких слоев нержавеющей стали. Количество и толщина линз на сильфоне зависят от рода и типа вибраций, которые предстоит компенсировать, а также от силы давления, которой будет подвергнут компенсатор. Сильфоны современных компенсаторов состоят из нескольких тонких слоев нержавеющей стали, которые формируются при помощи гидравлической или обычной прессовки. Производство многослойных компенсаторов позволило решить проблему соотношения толщины материала и гибкости сильфона. Срок эксплуатации компенсатора напрямую зависит от толщины используемого материала - чем толще материал, тем меньше срок эксплуатации. Многослойные компенсаторы сохраняют необыкновенную гибкость сильфона при необходимой толщине материала. Для того, чтобы достичь наибольшей гибкости компенсатора, сильфон производится из довольно тонкого материала. Способность компенсировать механические и температурные расширения и вибрации, возникающие в процессе эксплуатации трубопроводных систем напрямую зависит от гибкости сильфона, поэтому гибкость является неотъемлемым элементом компенсатора.
Стальные сильфонные компенсаторы изготовляются со следующим параметрами:
Условный диаметр от 40 до 6000 мм.
Температура: От - 273єC до +600єC.
Давление: От абсолютного вакуума до 100 бар.
Между собой они различаются по таким параметрам как размеры, давление и типы смещений в трубе (осевые, сдвиговые и угловые).
На основании данного критерия компенсаторы выделяют осевые, сдвиговые, угловые (поворотные) и универсальные.
Вид компенсатора определяется его рабочим ходом. Рабочий ход компенсатора можно легко определить, так как компенсатор начинает двигаться в том направлении, на которое он был спроектирован. Функциональное назначение компенсатора состоит в компенсации и вибраций, которые образуются в трубопроводных системах.
Компенсация температурных расширений и иных вибраций может быть разрешена несколькими способами. Большинство проектировщиков предпочитают использование сильфонных компенсаторов, так как они занимают меньше места. Больше того, компенсаторы более экономичны и компенсируют несколько типов смещений по сравнению с альтернативными
гибкими элементами. Компенсаторы также снижают расходы по эксплуатации, так как почти не требуют ухода. Тепловые потери в трубопроводных системах также существенно снижаются.
Преимущества сильфонных компенсаторов:
Коррозийностойкость
Жаростойкость
Гибкость
Технологичность
Прочность
Легкость в очистке
Гигиеничность
Экологически безвреден
Долговечность
Внешний вид
Учитываемые факторы
Компенсатор - высоко технологичный продукт. По причине того, что компенсатор должен работать под воздействием давления и иных побочных факторов, корректный выбор конструкции является одним из важнейших аспектов.
Проточная проводящая среда в трубопроводных системах часто провоцирует возникновение различного рода вибраций. Подобные вибрации являются результатом многих факторов, в том числе следующих:
Температурные расширения
Давление
Вибрации
Смещения
Оседание фундамента
Вибрации, вызванные иными элементами трубопроводных систем.
2. Патентные исследования
Патент признается новым, если до дачи приоритета заявки сущность этого или тождественного решения не была раскрыта в России или за рубежом для неопределённого круга лиц настолько, что стало возможного его осуществление.
Объектом изобретения могут являться: новое устройство, способ, вещество, а также применение известных ранее устройств, способов, веществ по новому назначению.
Автор изобретения может по своему выбору требовать: либо признания за ним только авторства и предоставления ему прав и льгот, предусмотренных действующим законодательством, с передачей государству исключительного права на изобретение, либо признать за ним авторство и предоставление ему исключительного права на изобретение.
В первом случае на изобретение выдаётся авторское свидетельство, во втором - патент, удостоверяющий признание предложения, авторство, приоритет изобретения.
Патент выдаётся сроком на 15 лет, считая со дня подачи заявки в Госкомитет. Патент - документ, удостоверяющий признание предложения изобретением, приоритет изобретения и исключительное право патентообладания на изобретение.
Патент F16D1/00 (2006.01), авторы патента Дергачёв Эдуард Петрович, Дергачёв Эдуард Эдуардович, Завгородний Виктор Иванович
МУФТА МЕХАНИЗМА ПЕРЕДАЧИ ВРАЩЕНИЯ
Изобретение относится к машиностроению, в частности к муфтам. Муфта содержит две части, соединяемые между собой разрушаемым элементом. Одна из частей муфты выполнена в виде втулки, жестко закрепленной на ведущем или ведомом валу. Другая часть муфты связана соответственно с ведомым или ведущем элементом и сопряжена со втулкой подшипниковой опорой. Подшипниковая опора включает в себя два подшипника, а втулка выполнена с кольцевым выступом. Между указанными подшипниками расположено дистанционное кольцо. Разрушаемый элемент может быть выполнен, например, в виде диска из эластичного материала или упругого стержня, между подшипником и соединенным с разрушаемым элементом. Решение направлено на исключение вибраций и биений устройства в случае разрушения разрушаемого элемента и на повышение безопасности.
Рисунок 2.1 - Муфта.
1- Корпус
2- Крышка
3- Втулка
4- Шпонка
5- Вал генератора
6- Подшипники
7- Дистанционное кольцо
8- Диск
9- Уплотнение
10- Болт
11- Выступ
12- Ось
13- Упругие стержни
Изобретение относится к механизмам передачи вращения, в частности к механизму привода подвагонного генератора. Известна муфта механизма передачи вращения, содержащая две части, соединенные между собой разрушаемым элементом (см. патент РФ № 2117830 от 20.08.98 г.) Недостатком известного устройства является то, что в качестве одной из частей муфты использован вал, который, вращаясь относительно другой части муфты при разрушении разрушаемого элемента, создает вибрацию и соударения при взаимодействии с другой частью муфты, что приводит к преждевременному износу элементов привода и к снижению эксплуатационных характеристик транспортного средства.
Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, заключается в исключении возникновения каких-либо вибраций в приводе при наступлении аварийной ситуации и в повышении безопасности.
Указанный результат достигается тем, что в муфте механизма передачи вращения, содержащей две части, соединенные между собой разрушаемым элементом, одна из частей выполнена в виде втулки, жестко закрепленной на ведущем или ведомом валу, а другая часть, связанная соответственно с ведомым или ведущим элементом, сопряжена со втулкой подшипниковой опорой.
Подшипниковая опора может включать в себя два подшипника, а втулка может быть выполнена с кольцевым выступом, расположенным между подшипниками и соединенным с разрушаемым элементом в виде диска из эластичного материала или соединенным с, по крайней мере, одним разрушаемым элементом в виде упругого стержня, при этом выступом втулки может быть образовано дистанционное кольцо между подшипниками.
Сущность изобретения поясняется чертежами.
На рис.2.1 показана муфта с использованием разрушаемого элемента из эластичного материала; на рис.2.2 - муфта с использованием разрушаемых элементов в виде упругих стержней.
Муфта в составе привода подвагонного генератора железнодорожного транспортного средства содержит корпус 1 с крышкой 2, которые могут быть выполнены однотипными (рис.2.1), соединяемые с карданным валом (не показан) и втулку 3, соединяемую шпонкой 4 с валом 5 генератора (не показан).
Корпус 1 и крышка 2 оперты на втулку 3 посредством подшипников 6, разделенных дистанционным кольцом 7, которое может быть выполнено заодно целое с втулкой 3 или жестко связано с ней. В изобретении по первому варианту в качестве разрушаемого элемента используется диск 8 из эластичного материала (резины), имеющий уплотнение 9. Диск 8 соединяется с корпусом 1 и крышкой 2 болтами 10 и с выступом 11 осями 12. Выступ 11 жестко связан с втулкой 3 или выполнен заодно целое с ней, в частности, заодно целое с дистанционным кольцом 7. В изобретении по второму варианту используются упругие стержни 13, под которыми следует понимать любые элементы удлиненной формы: монолитный или составной элемент, пластинчатый элемент (рессора), трубчатый витой элемент, разрезной элемент и т.п. Один конец упругого стержня 13 фиксируется в углублении, выполненном в корпусе 1 или крышке 2 или соединенном с ними кольце 14, а другой конец стержня фиксируется в углублении, выполненном во втулке 3 или его выступе.
Работает муфта следующим образом.
Вращение от колесной пары железнодорожной тележки передается через редуктор и карданный вал на корпус 1 и крышку 2 муфты, которые через упругие разрушаемый элемент (элементы) передают вращение на втулку 3 и вал 5 генератора. Использование упругих разрушающих элементов позволяет снизить динамические нагрузки в приводе и повысить его долговечность. В случае поломки генератора, его заклинивания, на разрушаемые элементы начинают действовать повышенные усилия, которые приводят к росту напряжений в разрушаемом элементе и его разрушению. При разрушении элементов 8 или 13 связь втулки 3 с корпусов 1 и крышкой 2 разрывается и происходит свободное вращение корпуса и крышки на втулке 3. Свободное относительное перемещение втулки 3 и корпуса 1 с крышкой 2 позволяет исключить заклинивание колесной пары и предотвратить вероятность схода с рельсов вагона.
Формула изобретения
1. Муфта механизма передачи вращения, содержащая две части, соединенные между собой разрушаемым элементом, отличающаяся тем, что одна из частей выполнена в виде втулки, жестко закрепленной на ведущем или ведомом валу, а другая часть, связанная соответственно с ведомым или ведущим элементом, сопряжена с втулкой подшипниковой опорой.
2. Муфта по п.1, отличающаяся тем, что подшипниковая опора включает в себя два подшипника, а втулка выполнена с кольцевым выступом, расположенным между подшипниками и соединенным с разрушаемым элементом в виде диска из эластичного материала или соединенным с, по крайней мере, одним разрушаемым элементом в виде упругого стержня.
3. Муфта по п.2, отличающаяся тем, что выступом втулки образовано дистанционное кольцо между подшипниками
РИСУНКИ К ПАТЕНТУ
Рисунок 2.2 - муфта с использованием разрушаемых элементов в виде упругих стержней.
Патент F16L51/02 (2006.01), авторы Ерпылев Владимир Владимирович, Рожков Михаил Викторович
КОМПЕНСАТОР
Рисунок 2.3 - Компенсатор
1 - правая резьба; 2 - левая резьба; 3 - концевые фланцы; 4 - сильфон; 5 - продольные пазы; 6 - втулки; 7 - хвостовики; 8 - шарнирный узел; 9 - кольцо; 10 - пазы; 11 - отверстия; 12 - продольная ось; 13 - оси отверстий; 14 - щеки; 15 - проушины; 16 - отверстия проушин; 17 - оси отверстий проушин; 18 - оси шарнирного узла; 19 - опорные поверхности; 20 - боковые опорные поверхности
Формула изобретения
1. Компенсатор, содержащий сильфон, концевые фланцы, шарнирный узел, состоящий из кольца с четырьмя пазами и четырьмя отверстиями, оси которых находятся в одной плоскости, расположенной перпендикулярно продольной оси компенсатора, перпендикулярны между собой и пересекают продольную ось компенсатора; из двух щек, каждая из которых имеет две проушины с отверстиями, причем оси отверстий расположены на одной прямой, и из четырех осей шарнирного узла, отличающийся тем, что на наружных поверхностях концевых фланцев выполнены соответственно правая и левая резьбы с продольными пазами, на резьбы навинчены втулки с тонкостенными хвостовиками, контрящимися обжатием в продольные пазы концевых фланцев, на втулки неподвижно установлен шарнирный узел, проушины щек размещены в пазах кольца и соединены с кольцом с помощью осей шарнирного узла, причем пазы кольца имеют опорные поверхности, ограничивающие поворот концевых фланцев относительно друг друга за счет упора в них боковых опорных поверхностей проушин щек.
2. Компенсатор, содержащий сильфон, концевые фланцы, шарнирный узел, состоящий из двух осей шарнирного узла и двух щек, каждая из которых имеет две проушины с отверстиями, причем оси отверстий расположены на одной прямой, пересекающей продольную ось компенсатора, и находятся в плоскости, расположенной перпендикулярно продольной оси компенсатора, проушины одной из щек размещены в пазах проушин другой щеки, проушины щек соединены попарно с помощью осей шарнирного узла, отличающийся тем, что на наружных поверхностях концевых фланцев выполнены соответственно правая и левая резьбы с продольными пазами, на резьбы навинчены втулки с тонкостенными хвостовиками, контрящимися обжатием в продольные пазы концевых фланцев, на втулки неподвижно установлен шарнирный узел, пазы проушин одной из щек имеют опорные поверхности, ограничивающие поворот концевых фланцев относительно друг друга за счет упора в них боковых опорных поверхностей проушин другой щеки.
Патент F04D1/00 (2006.01), автор патента Алпатов Александр Алексеевич
ЦЕНТРОБЕЖНЫЙ НАСОС
Формула изобретения
1. Центробежный насос, содержащий статорную часть, имеющую корпус с входной и напорной крышками, имеющими патрубки, и роторную часть, содержащую вал с рабочим колесом, имеющим основной и покрывной диски, внутри которых закреплены лопатки, и подшипниковые опоры, связывающие статорную и роторную части, при этом на внутренних поверхностях основного и покрывного дисков рабочего колеса выполнены продольные, в сечении сферические каналы, имеющие выход к наружной окружности дисков, отличающийся тем, что на основном и покрывном дисках каналы расположены попарно, глубина каналов меньше половины толщины диска, отношение глубины к длине каналов составляет 1: 8, а к расстоянию между каналами, как 1: 10.
2. Насос по п.1, отличающийся тем, что каналы направлены в сторону наклона лопаток.
3. Насос по п.1, отличающийся тем, что каналы направлены перпендикулярно к оси вращения рабочего колеса.
4. Насос по пп.1-3, отличающийся тем, что он содержит несколько рабочих колес
РИСУНКИ К ПАТЕНТУ
Рисунок 2.4 - Центробежный насос и колесо центробежного насоса.
1- Наборный корпус
2- Входная крышка
3- Напорная крышка
4- Патрубок
5- Патрубок
6- Вал
7- Основной диск
8- Покрывной диск
9- Лопатка
10- Подшипниковая опора
Патент F04D29/041 (2006.01), авторы патента Ахльротх Юсси, Маннинен Хейкки
ЦЕНТРОБЕЖНЫЙ НАСОС И ЕГО РАБОЧЕЕ КОЛЕСО
.
Рисунок 2.5 - Колесо центробежного насоса
Формула изобретения
8 - ось насоса
20 - рабочее колесо
22 - кожух
24 - рабочие лопасти
26 - уравновешивающие каналы
28 - центральная линия уравновешивающего канала
30 - отверстии уравновешивающего канала
32 - отверстие на задней поверхности кожуха
1. Центробежный насос, содержащий улитку насоса, заднюю стенку насоса, вал насоса, рабочее колесо, имеющее кожух и уравновешивающие каналы, проходящие через кожух, при этом рабочее колесо присоединено к валу насоса и вращается внутри улитки, отличающийся тем, что уравновешивающие каналы расположены в кожухе рабочего колеса таким образом, что отверстия каналов на передней поверхности кожуха рабочего колеса расположены как впереди отверстий, расположенных на задней поверхности кожуха рабочего колеса в направлении вращения, так и ближе к оси насоса, чем отверстия на задней поверхности кожуха рабочего колеса.
2. Центробежный насос по п.1, отличающийся тем, что отверстия уравновешивающих каналов на передней поверхности кожуха рабочего колеса расположены внутри окружности, образованной радиально внутренними концами Е свободных граней рабочих лопастей при вращении рабочего колеса.
3. Центробежный насос по п.1, отличающийся тем, что отверстия уравновешивающих каналов на задней поверхности кожуха рабочего колеса, по сравнению с отверстиями уравновешивающих каналов на передней поверхности рабочего колеса, расположены по окружности таким образом, что направление уравновешивающих каналов, если смотреть на рабочее колесо спереди, по существу совпадает с направлением проходов лопастей рабочего колеса.
4. Центробежный насос по п.3, отличающийся тем, что отверстия уравновешивающих каналов на передней поверхности кожуха рабочего колеса расположены внутри окружности, образованной радиально внутренними концами Е свободных граней рабочих лопастей при вращении рабочего колеса.
5. Центробежный насос по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что отверстия уравновешивающих каналов на передней поверхности кожуха рабочего колеса расположены по существу на окружности, от которой начинаются рабочие лопасти на кожухе рабочего колеса.
6. Центробежный насос по п.5, отличающийся тем, что отверстия уравновешивающих каналов на передней поверхности рабочего колеса расположены внутри окружности, от которой начинаются рабочие лопасти на кожухе рабочего колеса.
7. Центробежный насос по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что отверстия уравновешивающих каналов на передней поверхности рабочего колеса расположены внутри окружности, от которой начинаются рабочие лопасти на кожухе рабочего колеса.
8. Рабочее колесо центробежного насоса, содержащее, по меньшей мере, кожух, рабочие лопасти, расположенные на его передней поверхности, с проходами лопастей рабочего колеса между ними, и уравновешивающие каналы, проходящие через кожух, отличающееся тем, что уравновешивающие каналы расположены в кожухе рабочего колеса таким образом, что отверстия уравновешивающих каналов на передней поверхности кожуха расположены как впереди выходов уравновешивающих каналов, расположенных на задней поверхности кожуха в направлении вращения, так и ближе к оси рабочего колеса, чем отверстия на задней поверхности кожуха рабочего колеса.
9. Рабочее колесо по п.8, отличающееся тем, что отверстия уравновешивающих каналов на передней поверхности кожуха рабочего колеса расположены внутри окружности, образованной внутренними концами Е свободных граней рабочих лопастей при вращении рабочего колеса.
10. Рабочее колесо по п.8, отличающееся тем, что отверстия уравновешивающих каналов на задней поверхности кожуха рабочего колеса расположены относительно отверстий на передней поверхности кожуха рабочего колеса в окружном направлении так, что направление уравновешивающих каналов, если смотреть спереди рабочего колеса, по существу совпадает с направлением проходов лопастей рабочего колеса.
11. Рабочее колесо по п.10, отличающееся тем, что отверстия уравновешивающих каналов на передней поверхности кожуха рабочего колеса расположены внутри окружности, образованной внутренними концами Е свободных граней рабочих лопастей при вращении рабочего колеса.
12. Рабочее колесо по любому из пп.8-11, отличающееся тем, что отверстия уравновешивающих каналов на передней поверхности кожуха рабочего колеса расположены по существу на окружности, от которой начинаются рабочие лопасти на кожухе рабочего колеса.
13. Рабочее колесо по п.12, отличающееся тем, что отверстия уравновешивающих каналов на передней поверхности кожуха рабочего колеса расположены внутри окружности, от которой начинаются рабочие лопасти на кожухе рабочего колеса.
14. Рабочее колесо по любому из пп.8-11, отличающееся тем, что отверстия уравновешивающих каналов на передней поверхности кожуха рабочего колеса расположены внутри окружности, от которой начинаются рабочие лопасти на кожухе рабочего колеса.
РИСУНКИ К ПАТЕНТУ
Рисунок 2.6 - Колесо центробежного насо
3. Расчет нефеперекачивающей станции
Определяем диаметр магистрального нефтепровода и рабочее давление по массовой производительности:
Q=48,3 млн. т. /год, тогда Рраб=5,3-5,9 МПа, D=1220 мм. [3]
Определяем расчетную температуру нефти в трубопроводе:
Расчетная температура находится в зависимости от условий перекачки.
Если НПС предназначена для перекачки одного вида жидкости (нефти) определенного и неизменного состава, то за расчетную температуру принимается минимальная температура жидкости в трубопроводе. Для заглубленных трубопроводов расчетная температура равна минимальной температуре грунта на глубине заложения трубопровода, определяемой по табл.3.11 [12].
Данная НПС предназначена для перекачки нефти определенного и неизменного состава по заглубленному нефтепроводу. Отсюда, в зависимости от района расположения НПС и глубины заложения трубопровода (принимаемой 0,8м) по литературе [12] (табл.3.11) находим расчетную температуру и максимальную температуру. Она будет равна соответственно 1,5 и 12,25.
Определяем вязкость жидкости (нефти) при расчетной и максимальной температуре:
где нt ЬЬ вязкость при расчетной температуре t, сСт;
н* ЬЬ кинематическая вязкость жидкости при известной температуре t*, сСт;
t ЬЬ расчетная температура, оС;
t* ЬЬ температура для которой известна вязкость жидкости, оС;
U ЬЬ коэффициент крутизны вискограммы
U определяется по двум известным значениям вязкости н1 и н2 при температурах t1 и t2.
где н1, н2 ЬЬ известные вязкости жидкости при известных температурах t1 и t2, [сСт];
Определяем плотность при расчетной и максимальной температурах:
где сt ЬЬ плотность при расчетной температуре t, кг/м3;
с20 ЬЬ плотность жидкости при температуре 20°С, кг/м3;
Подобные документы
Технологический расчет нефтепровода и выбор насосно-силового оборудования. Определение длины лупинга и расстановка нефтеперекачивающей станции по трассе нефтепровода. Расчет режима работы нефтепровода при увеличении производительности удвоением станций.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 14.05.2021Классификация и характеристика основных объектов нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов. Вспомогательные сооружения нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов. Резервуарные парки НПС. Нефтепродуктопроводы и отводы от них.
контрольная работа [831,1 K], добавлен 14.10.2011Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода, определение диаметра и толщины стенки трубопровода, выбор насосного оборудования. Расчет на прочность и устойчивость, выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода.
курсовая работа [129,7 K], добавлен 26.06.2010Использование насосных станций для перекачки производственных сточных вод, их проектирование отдельно стоящими или в блоке с производственными помещениями. Подбор вспомогательного оборудования. Технико-экономические расчеты, техника безопасности.
курсовая работа [97,3 K], добавлен 01.09.2014Характеристика магистральных нефтепроводов. Определение диаметра и толщины стенки трубопровода. Расчет потерь напора по длине нефтепровода. Подбор насосного оборудования. Построение гидравлического уклона, профиля и расстановка нефтяных станций.
курсовая работа [146,7 K], добавлен 12.12.2013Описание технологического процесса перекачки нефти. Общая характеристика магистрального нефтепровода, режимы работы перекачивающих станций. Разработка проекта автоматизации насосной станции, расчет надежности системы, ее безопасность и экологичность.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 29.09.2013Исходные данные для технологического расчета нефтепровода. Механические характеристики трубных сталей. Технологический расчет нефтепровода. Характеристика трубопровода без лупинга и насосных станций. Расстановка насосных станций на профиле трассы.
курсовая работа [859,1 K], добавлен 04.03.2014Общие сведения о трубопроводах. Тепловое удлинение участка трубопровода. Защита трубопровода от дополнительных нагрузок. Компенсаторы, их основные группы: П-образные, линзовые, волнистые, шарнирные сдвоенные и их характеристики. Монтаж компенсаторов.
курсовая работа [15,2 K], добавлен 19.09.2008Проектирование магистральных газонефтепроводов, выбор трассы магистрального трубопровода. Технологические схемы компрессорных станций с центробежными неполнонапорными нагнетателями. Совместная работа насосных станций и линейной части нефтепровода.
курсовая работа [261,2 K], добавлен 17.05.2016Проектирование и эксплуатация машин и оборудования нефтеперекачивающих станций. Выбор магистральных насосов промежуточной нефтеперекачивающей станции. Приведение характеристик насоса к входу в трубопровод. Основные типы запорно-регулирующей арматуры.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 27.05.2013