Литература 1 Монтаж испытания и эксплуатация газоперекачивающих агрегатов

Литература 1. Монтаж, испытания и эксплуатация газоперекачивающих агрегатов в блочно контейнерном исполнении / А. И. Апанасенко, Н. Г. Крившич, Н. Д. Федоренко. М. : Недра, 1991. 361 с. – 1 экз. 2. Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций/ А. Г. Гумеров, Р. С. Гумеров, А. М. Акбердин. М. : Недра, 2001. 475 с. – 2 экз. 3. Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций: учебник для вузов / А. М. Шаммазов [и др. ]. М. : Недра, 2003. 403 с. – 10 экз. 4. Аберков А. С. , Ильин А. В. Монтаж оборудования компрессорных станций мaгистральных газопроводов: Справочное пособие. М. : Недра, 1989. 156 с. : ил. 5. Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов при добыче, транспорте и переработке / А Ш. Фатхутдинов, М. А. Слепян, Н. И. Ханов и др. М. : Недра, 2002. 411 с. 6. Гумеров А. Г. , Гумеров Р. С. и дp. Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций. М. : 000 «Недра Бизнесцентр» , 2001. 7. Гумеров А. Г. , Колпаков Л. Г. , Бажайкин С. Г. , Векштейн М. Г. Центро бежные насосы в системах сбора, подготовки и магистрального транспорта нефти / Под ред. А. Г. Гумерова. М. : ООО «Недра Биз несцентр» , 1999. 295 с. 8. Зарицкий С. П. Диагностика газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. М. : Недра, 1981. 198 с. 9. Качалов А. А. , Воротьнец Ю. П. , Bласов А. В. Противопожарное водоснабжение. М. : Стройиздат, 1985. 286 с. 10. Козаченко А. Н. Эксплуатация компрессорных станций магистраль ных газопроводов. М. : Нефгь и газ, 1999. 463 с. 11. Колпаков А. Г. Центробежные насосы магистральных нeфтeпрово дов. М. : Недра, 1982. 184 с. Коробков Г. Е. Типовые расчеты канализационных сетей и сооружений нефтебаз и газонефтеперекачивающих станций. : Учеб. Пособие. УФа: Изд во Уфим. нефт. ин та, 1990. 94 с. 12. Маcтобаев Б. Н. , Руфанова И. М. Эксплуатация насосных стaнций: Учеб. пособие. Уфа: Изд во УГНТУ, 2000. 135 с. 13. Микaэлян Э. А. Эксплуатация газотурбинных газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций газопроводов. М. : Недра, 1996. 3 О 4 с.

14. Плотников В. М. , Пoдpeшeтников В. А, Тетеревятникoв А. Н. Приборы и средства учета природноro газа и конденсата. 2 е изд. , перераб. и доп. А: Недра, 1989. 238 с. 15. Ревзин Б. С. Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты. М. : Недра, 1986. 215 с. 16. Ревзин Б. С. , Ларионов И. Д. Газотурбинные установки для транспорта газа: Справочное пособие. М. : Недра, 1991. 303 с. 17. Ceдых З. С. Эксплуатация газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом: Справочное пособие. М. : Недра. 1990. 2 ОЗ с. : ил. 18. Терентьев А. Н. , Ceдыx З. С. Ремонт газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. М. : Недра, 1985. 232 с. (Экономия топлива и электроэнергии). 19. Харламенко В. Н. , Голуб М. В. Эксплуатация насосов магистральных нефтепродуктопроводов. М. : Недра, 1978. 231 с. 20. Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций: Учебник для вузов / А. М. Шаммазов, В. Н. Александров, А. И. Гольянов и др. — М. : ООО «Недра Бизнесцентр» , 2003. 404 с. НОРМАТИВНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ 1. ГОСТ 28885 90. Агрегаты газоперекачивающие с газотурбинным приводом. Общие технические условия. 2. ГОСТ 5542 87. Газы горючие природные для промышленного и коммунально бытового назначения. Технические условия. 3. ОНТП 51 1 85. Общесоюзные нормы технологического проектирования. Часть 1. Газопроводы. М. : ВНИИЭгазпром, 1985. 219 с. 4. ПБ 08 624 03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. 5. РД 153 39 011 91. Инструкция по учету нефтепродуктов на магистральных нефтепродукто проводах. М. : Нефть и газ, 1996. 103 с. 6. СНИП 2. 11. 03 93. Склады нефти и нефтепродуктов / Противопожарные нормы / Госстрой России. М. : ГУП ЦПП, 1993. 21 с. 7. СНИП П 89 80. Генеральные планы промышленных предприятий. Госстрой России. М. : ГУП ЦПП, 1994. 33 с.

Гидравлические машины Гидропередачи Насосы Гид рос тат иче ски е Гид род ина мич еск ие Гидродвигатели Объемные Лопаточные Поршневые Осевые Плунжерные Диагональные Винтовые Радиальные (центробежные) Гидроцилиндры Вихревые Роторно поршневые Шестеренные Коловратные Объемные Лопаточные Винтовые Осевые Пластинчатые Радиально осевые Пластинчатые . Диафрагменные Роторно поршневые Классификация гидромашин Радиальные

Рис. 1. Принципиальная схема насоса центробежного типа. 1 – подводящий патрубок; 2, 3 – корпус; 4 – рабочее колесо; 5 – вал; 6 – спирале образный отвод; 7 – диффузор. а – передний диск; б – тыльный диск; в – лопатки.

Рис. 2. Принципиальная схема секционного насоса 1 – входной патрубок; 2, 10 – подшипниковые узлы; 3, 9 – уплотнения вала; 4 – вал; 5 – рабочее колесо; 6 – направляющий аппарат; 7 – отводной патрубок; 8 – диск пяты; 11 – разгрузочный патрубок.

Основные зависимости лопаточного насоса = где: (1) m= . (2) = ; где: А= В=

Нт 1 2 5 3 4 Qт Рис. 3. Основная характеристика насоса с учетом потерь. 1 – основная характеристика без учета потерь; 2 – линия гидравлических потерь; 3 – основная характеристика с учетом гидравлических потерь; 4 – линия потерь на удар; 5 основная характеристика с учетом потерь на удар.

Рис. 5. Схема основного магистрального насоса 1 – радиально упорный подшипник; 2 – вал; 3 – корпус; 4 – щелевое уплотнение; 5 – рабочее колесо; 6 – отвод; 7 – подвод; 8 – разгрузочный патрубок торцового уплотнения; 9 – торцовое уплотнение; 10 – подшипник скольжения; 11 – зубчатая муфта; 12 – патрубки отвода утечек; 13 – разделительная втулка.

Напор, м НМ 1800 240 500 710 1250 1800 НМ 10000 210 НМ 1250 260 360 НМ 7000 210 НМ 710 280 250 НМ 5000 210 НМ 500 300 180 НМ 3600 230 НМ 360 460 125 2500 3600 5000 7000 10000 НМ 2500 230 НМ 250 475 Подача, м 3/час НМ 180 500 Показатель НМ 125 550 Характеристика магистральных центробежных насосов ряда НМ 550 500 475 460 300 280 260 240 230 210 210 Допустимый кави тационный запас, м 4 5 6 8 12 14 20 25 32 40 42 52 65 КПД, не менее, % 68 70 72 76 78 80 80 83 86 87 88 89 89 Масса, не более, кг насосного агрегата 950 - 1950 - 3000 - 3300 8272 3100 7510 3200 - 3000 1034 2 4300 - 5350 13024 5750 15620 7050 17906 7300 22320 11400 29400 Диаметр рабочего колеса, м - - - 0, 3 - 0, 43 0, 45 0. 475 0, 495 Мощность насоса, к. Вт - - - 483 435 - 960 - 1570 2230 2800 3870 5540 320 - - 630 500 - 1250 - 2000 2500 3200 5000 6300 Мощность привод ного двигателя, к. Вт

Рис. 7. Насосный агрегат серии НМ (с производительностью >1250 м 3/ч)

Рис. 8. Насосный агрегат серии НМ (с производительностью <1250 м 3/ч)

Рис. 9. Подпорный насос вертикального типа НПВ 1 – корпус; 2 – спиралеобразный корпус; 3 – канал отвода; 4, 7 – напорные секции; 5, 6 – фланцы подшипникового узла; 8 – крышка напорная; 9 – муфта; 10 – сдвоенные радиально-упорные подшипники; 11 – фланцевое соединение; 12 – кольцевое уплотнение ротора; 13 – вал; 14 – подвод; 15, 17 – предвключённые колёса; 16 – рабочее колесо.

Рис. 10. Параллельное включение насосов

Рис. 11. Складывание характеристик при параллельном включении насосов

Рис. 12. Последовательное включение насосов

Рис. 13. Складывание характеристик при последовательном включении насосов

15.

Рис. 21. Очистные устройства трубопроводов а – очистной поршень; б – эластичный шаровой разделитель типа РШ; в – щёточный скребок типа ЩС

1 – насос шестерёнчатый; 2 – маслобак; 3 – насос; 4 – фильтр; 5 – маслоохладитель; 6 – основной насос; 7 – бак аккумулирующий; 8 – ёмкость.

1 – основной насос; 2 – промежуточный вал; 3 – электродвигатель; 4 – градирня; 5 – водяной насос; 6 – охладитель; 7 – обратная линия; 8 – распределительно-нагнетательная линия.

1 – насос; 2 – линия разгрузки; 3 – линия основных насосов; 4 – насосы откачки; 5 – резервуар.

1 – датчик контроля герметичности торцового уплотнения; 2 – датчик давления в линии разгрузки; 3, 4 – манометры контроля давления всасы вания и нагнетания; 5 – датчик температуры корпуса насоса; 6 – датчик вибрации; 7 – датчик тока электродвигателя; 8 – счетчик отработанных часов электродвигателя; 9 – сигнализатор давления обдува электродвигателя; 10 – электроконтактный манометр подачи масла.

Рекомендуемые суммарные объёмы резервуарных парков магистральных нефтепроводов (в суточных объёмах перекачки) Протяженность участка нефтепровода, км Диаметр нефтепровода, мм 630 и менее 720, 820 1020 1220 До 200 1, 5 2, 0 От 200 до 400 2, 5 От 400 до 600 2, 5/3, 0 От 600 до 800 3, 0/3, 5 3, 0/4, 0 3, 5/4, 5 От 800 до 1000 3, 0/3, 5 3, 0/4, 0 3, 5/4, 5 3, 5/5, 0 Примечания: 1. В числители указаны цифры для нормальных условий прокладки нефтепроводов, в знаменателе – при прокладке в сложных условиях (заболоченные и горные участки должны составлять не менее 30% от общей протяженности нефтепровода). 2. При протяженности нефтепровода свыше 1000 км к указанному объёму резервуарного парка добавляется объём, равный значению объёма, соответствующего длине превышения нефтепровода над 1000 км. ГНПС магистральных нефтепроводов в случае перекачки нефти одного сорта должны располагать резервуаром объёмом от двух- до трехсуточной пропускной способности нефтепроводов. ПНПС нефтепроводов, расположенных на границах эксплуатационных участков, в пределах которых перекачка ведётся «из насоса в насос» , для обеспечения гидравлической независимости их работы должны иметь резервуар объёмом 0, 3 – 0, 5 суточной пропускной способности трубопровода, который необходимо увеличить до 1, 0– 1, 5 -суточного запаса, если в данном пункте производится приёмосдаточные операции. НПС, расположенные в местах разветвления (соединения) нефтепроводов, должны иметь резервуар объёмом 1, 0 – 1, 5 -суточной пропускной способности трубопровода с наибольшим значением этого параметра. Если по нефтепроводу перекачивают последовательно нефть различных сортов, то допускается увеличение объёма резервура на этих станциях до пределов, требуемых расчетами.

Рис. 32. Свайно-монолитный фундамент РВСП-20000

Основные параметры резервуаров для хранения нефти Тип, номинальный объём резервуара, м 3 Вертикальный стальной резервуар без понтона: 5000 10000 Вертикальный стальной резервуар с понтоном: 20000 50000 Вертикальный стальной резервуар с понтоном с плавающей крышей: 20000 50000 Железобетонный подземный резервуар, 10000 Геометрически й объём резервуара, м 3 Коэффициент ηэ использования резервуара Диаметр резервуара, м Высота резервуара, м 4866 (4573) 10950 (10950) 0, 76 22, 8 (22, 79) 43, 2 (34, 2) 11, 92 (11, 94) 20900 47460 0, 79 39, 9 60, 7 17, 9 20900 48900 0, 83 39, 9 60, 7 17, 9 10510 0, 72 40, 42 7, 98 Примечание. В скобках приведены данные по стальным резервуарам, эксплуатируемым в условиях низких температур.

1 – кожух; 2 – уплотнение сальниковое; 3 – Г-образная труба; 4 – фильтр; 5 – ручка поворотная; 6 – кран пробковый.

Рис. 39. Вид объёмного счетчика (в разрезе) Рис. 40. Вертикальный разрез лопастного рас ходомера фирмы «Смит» 1 жидкость; 2 лопасть; 3 статическая жидкость; 4 внешний кожух; 5 кулачковый диск; 6 измери тельная камера; 7 внутренний кожух с вырав ненным давлением; 8 подшипник лопасти; 9 ро тор.

Рис. 41. Схема турбинного расходомера. 1 корпус; 2 передняя опора; 3 зад няя опора; 4 турбина; 5 обмотка датчика; 6 сердечник постоянного магнита.

Рис. 42. Принципиальная схема ультразвукового расходомера двухканального типа. А, В – датчики. Τ 2 – Τ 1=2 Lv/c 2, Т – время распространения ультразвуковой волны; L – расстояние между датчиками; v – скорость движения жидкости; с – скорость распространения ультразвука в жидкости.

РЕМОНТ МАГИСТРАЛЬНЫХ НАСОСОВ

РЕМОНТ МАГИСТРАЛЬНЫХ НАСОСОВ

РЕМОНТ МАГИСТРАЛЬНЫХ НАСОСОВ