- Пособие «Слесарь по ремонту технологических установок»
- Посмотрите также:
- «УЧЕБНО-СПРАВОЧНОЕ ИЗДАНИЕ «Слесарь по ремонту технологических установок» часть I Канаш 2015 г УЧЕБНО-СПРАВОЧНОЕ ИЗДАНИЕ «Слесарь по ремонту технологических установок» . »
- УЧЕБНО-СПРАВОЧНОЕ ИЗДАНИЕ
- УЧЕБНО-СПРАВОЧНОЕ ИЗДАНИЕ
- УЧЕБНО-СПРАВОЧНОЕ ИЗДАНИЕ
Пособие «Слесарь по ремонту технологических установок»
| Предмет: | Другое |
| Категория материала: | Другие методич. материалы |
| Автор: | Чубукаева Татьяна Фаритовна это Вы? |
| Тип материала: | Документ Microsoft Word (docx) |
| Размер: | 3.58 Mb |
«Слесарь по ремонту технологических установок»
«Слесарь по ремонту технологических установок»
Настоящее учебно-справочное издание предназначено для обучения рабочих по профессии «Слесарей по ремонту технологических установок», в соответствии с требованиями нормативных документов по периодичности обучения рабочего персонала организаций системы ОАО «АК «Транснефть».
В данном издание приводятся основные сведения об устройстве сложного оборудования, технические условия на ремонт, испытание, регулировку и сдачу ремонтируемого оборудования, основы планово-предупредительного ремонта, систему допусков и посадок, квалитетов и параметров шероховатости, способы разметки и обработки несложных различных деталей, устройство грузоподъемных механизмов и правила пользования ими, основы такелажного дела, правила проверки отремонтированных и собранных узлов и аппаратов, способы восстановления изношенных деталей, а так же методы ремонта оборудования и аппаратуры, работающих под высоким давлением.
Требования по охране труда, промышленной, пожарной и экологической безопасности, предъявляемые к данной профессии и видам выполняемых работ.
Учебно-справочное издание разработано специалистами ГАПОУ «КанТЭТ» Минобразования Чувашии на основании Федеральных нормативных документов, нормативных документов ОАО «АК «Транснефть».
Чубукаева Т.Ф., Перфилова Е.Ф., Муравьев А.И.
Техническая подготовка учебного пособия Степанов Е.А.
Оформление обложки Степанов Е.А.
Методическая разработка рассмотрена на заседании цикловой комиссии (название комиссии). Рекомендована к использованию в (область использования)
Протокол от « 20 » октября 2015 г. № 3
Председатель комиссии /Э.И.Газиева/
Составитель: преподаватель ГАПОУ «КанТЭТ» Минобразования Чувашии Т.Ф.Чубукаева
Чубукаева Т.Ф.Перфилова Е.Ф. Муравьев А.И.
Слесарь по ремонту
Целью разработки данного учебно-справочного издания является обучение рабочих по профессии:«Слесарь по ремонту технологических установок» дочерних акционерных обществ ОАО «АК «Транснефть», а также организация и обеспечение самостоятельной работы по изучению и закреплению учебного материала.
В настоящем документе использованы нормативные ссылки на следующие документы:
Петров В.Е. Машинист технологических насосов на нефтеперекачивающих станциях. М.: Недра, 1986.
Захаров В.И. Оператор нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода. Часть 1. Тюмень 2005.
Колпаков Л.Г. Центробежные насосы магистральных нефтепроводов. М.:Недра,1985.
Зайцев С.Д. Допуски изделий и технические измерения в машиностроении. М.: Академия, 2002.
Волков К.М., Лузин В.А. и др. Устройство и безопасная эксплуатация механизмов и приспособлений, применяемых при ремонте МН. Учебное пособие. Тюмень: ТУЦ ОАО «Сибнефтепровод», 2004
Бидерман В.Л. Детали машин. Расчет и конструирование. Справочник. М.: Машиностроение, 1968.
Стерин Н.С. Машиностроительные материалы. Основы металловедения и термической обработки. Учебное пособие. С-Петербург: Политехника, 2003
Черкасский В.М. Насосы, вентиляторы, компрессоры. М.: Энергоатомиздат, 1984.
«Правила устройства электроустановок (ПУЭ)».
«Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭЭП)»
ПБ 10-382-00 Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов
Приказом Министерства труда и социальной защиты Российской Федерации от 24 июля 2013 г. № 328нПравила по охране труда при эксплуатации электроустановок
РД 34.03.204 «Правила безопасности при работе с инструментом и приспособлениями».
РД-13.100.00-КТН-183-13Система управления промышленной безопасностью ОАО «АК «Транснефть»
РД-13.100.00-КТН-225-06Система организации работ по охране труда на нефтепроводном транспорте
РД-13.110.00-КТН-141-13 Работы в электроустановках. Требования безопасности
РД-13.110.00-КТН-260-14Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Правила безопасности при эксплуатации объектоа ОАО «АК «Транснефть»
РД-13.220.00-КТН-211-12Правила пожарной безопасности на объектах организаций системы «Транснефть»
РД-25.100.10-КТН-016-15 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов.Неразрушающий контроль сварных соединений при строительстве и ремонте магистральных трубопроводов
РД-19.100.00-КТН-036-13Правила технического диагностирования и освидетельствования механо-технологического оборудования. Методики технического диагностирования механо-технологического оборудования
РД-19.100.00-КТН-266-14 Техническаядиагностикатрубопроводов при приемке после строительства и в процессе эксплуатации
РД-23.020.00-КТН-018-14Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Резервуары стальные вертикальные для хранения нефти и нефтепродуктов объемом 1000-50000 куб.м. Нормы проектирования
РД-23.020.00-КТН-184-10Правила антикоррозионной защиты резервуаров для хранения нефти и светлых нефтепродуктов
РД-23.020.00-КТН-283-09Правила ремонта и реконструкции резервуаров для хранения нефти объемом 1000-50000 куб.
РД-23.040.00-КТН-021-14Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Испытания линейной части магистральных трубопроводов. Основные положения
РД-23.040.00-КТН-265-10Оценка технического состояния магистральных трубопроводов на соответствие требованиям нормативно-технических документов
РД-23.040.00-КТН-387-07Методика диагностики технологических нефтепроводов НПС
РД-25.160.00-КТН-037-14Сварка при строительстве и ремонте магистральных нефтепроводов
РД-29.020.00-КТН-087-10Положение о системе технического обслуживания и ремонта электротехнического оборудования магистральных нефтепроводов на давление до 10 МПа
РД-29.240.00-КТН-197-13 Порядок организации работ по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту вдольтрассовых линий электропередачи и средств электрохимической защиты объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
РД-35.240.50-КТН-109-13 Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Основные положения
РД-35.240.50-КТН-168-13Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое обслуживание и ремонт оборудования систем автоматизации и телемеханики
РД-75.200.00-КТН-037-13Руководство по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций
РД-75.180.00-КТН-057-12Нормы проектирования узлов пуска, пропуска и приема средств очистки и диагностики магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
РД-23.040.00-КТН-073-15 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов.Вырезка и врезка «катушек», соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры. Подключение участков магистральных нефтепроводов. Организация и выполнение работ
РД-75.180.00-КТН-247-08Технология выпуска газо-воздушной среды из нефтепровода при его заполнении после ремонтных работ
ОР-03.100.30-КТН-150-11Порядок организации огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности на взрывопожароопасных и пожароопасных объектах организаций системы «Транснефть» и оформления нарядов-допусков на их подготовку и проведение
ОР-03.100.50-КТН-004-12Порядок организации и проведения расследований несчастных случаев, произошедших с работниками организаций системы «Транснефть»
ОР-23.080.00-КТН-090-08Регламент по вводу в резерв магистральных насосных агрегатов (насосов и электродвигателей) после ремонта
ОР-13.020.00-КТН-131-12Система экологического менеджмента. Экологическая политика
ОР-13.020.40-КТН-009-11Порядок представления донесений и учета аварий, инцидентов и отказов на магистральных нефтепроводах, НПС и РП
ОР-13.040.00-КТН-006-12Контроль воздушной среды на объектах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
ОР-13.100.00-КТН-030-12Порядок допуска подрядных организаций к производству работ по строительству, техническому перевооружению, реконструкции, капитальному и текущему ремонту, ремонтно-эксплуатационным нуждам объектов ОАО «АК «Транснефть»
ОР-19.100.00-КТН-053-13Внутритрубная диагностика магистральных нефтепроводов
ОР-19.000.00-КТН-194-10Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ
ОР-23.020.00-КТН-230-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Зачистка резервуаров от донных отложений. Порядок организации и проведения работ
ОР-23.020.00-КТН-278-09Регламент вывода из эксплуатации, проведения диагностики, капитального ремонта (реконструкции) резервуаров и ввода в эксплуатацию
ОР-23.040.00-КТН-089-12Порядок организации и планирования работ по техническому обслуживанию, ремонту оборудования и сооружений линейной части магистральных нефтепроводов и технологических нефтепроводов нефтеперекачивающих станций
ОР-75.180.00-КТН-018-10Регламент очистки магистральных нефтепроводов от асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ)
ОР-75.180.00-КТН-039-08Требования к технологическим схемам нефтеперекачивающих станций, профилям и схемам линейной части магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть»
ОР-75.200.00-КТН-088-12Порядок технической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через водные преграды и малые водотоки
ОР-75.200.00-КТН-369-09Порядок учета и анализа отказов основного механо-технологического оборудования НПС
ОТТ-13.220.10-КТН-115-12Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Пенообразователи для тушения пожаров нефти и нефтепродуктов. Общие технические требования
ОТТ-13.340.01-КТН-086-11Средства индивидуальной защиты работников организаций си.
Полезно? Поделись с другими:
Просмотров: 259 Скачиваний: 37
Если Вы являетесь автором этой работы и хотите отредактировать, либо удалить ее с сайта — свяжитесь, пожалуйста, с нами.
Посмотрите также:
Учебно-методические пособия и материалы для учителей, 2015-2020
Все материалы взяты из открытых источников сети Интернет. Все права принадлежат авторам материалов.
По вопросам работы сайта обращайтесь на почту [email protected]
Источник
«УЧЕБНО-СПРАВОЧНОЕ ИЗДАНИЕ «Слесарь по ремонту технологических установок» часть I Канаш 2015 г УЧЕБНО-СПРАВОЧНОЕ ИЗДАНИЕ «Слесарь по ремонту технологических установок» . »
УЧЕБНО-СПРАВОЧНОЕ ИЗДАНИЕ
«Слесарь по ремонту технологических установок»
УЧЕБНО-СПРАВОЧНОЕ ИЗДАНИЕ
«Слесарь по ремонту технологических установок»
Настоящее учебно-справочное издание предназначено для обучения рабочих по профессии «Слесарей по ремонту технологических установок», в соответствии с требованиями нормативных документов по периодичности обучения рабочего персонала организаций системы ОАО «АК «Транснефть».
В данном издание приводятся основные сведения об устройстве сложного оборудования, технические условия на ремонт, испытание, регулировку и сдачу ремонтируемого оборудования, основы планово-предупредительного ремонта, систему допусков и посадок, квалитетов и параметров шероховатости, способы разметки и обработки несложных различных деталей, устройство грузоподъемных механизмов и правила пользования ими, основы такелажного дела, правила проверки отремонтированных и собранных узлов и аппаратов, способы восстановления изношенных деталей, а так же методы ремонта оборудования и аппаратуры, работающих под высоким давлением.
Требования по охране труда, промышленной, пожарной и экологической безопасности, предъявляемые к данной профессии и видам выполняемых работ.
Учебно-справочное издание разработано специалистами ГАПОУ «КанТЭТ» Минобразования Чувашии на основании Федеральных нормативных документов, нормативных документов ОАО «АК «Транснефть».
Разработчики:
Чубукаева Т.Ф., Перфилова Е.Ф., Муравьев А.И.
Техническая подготовка учебного пособия Степанов Е.А.
Оформление обложки Степанов Е.А.
Методическая разработка рассмотрена на заседании цикловой комиссии (название комиссии). Рекомендована к использованию в (область использования)
Протокол от « 20 » октября 2015 г. № 3
Председатель комиссии /Э.И.Газиева/
Составитель: преподаватель ГАПОУ «КанТЭТ» Минобразования Чувашии Т.Ф.Чубукаева
Чубукаева Т.Ф.Перфилова Е.Ф. Муравьев А.И.
Слесарь по ремонту
УЧЕБНО-СПРАВОЧНОЕ ИЗДАНИЕ
TOC \o «1-3» \h \z \u Введение PAGEREF _Toc435378587 \h 6Нормативные ссылки PAGEREF _Toc435378588 \h 71. Оборудование магистральных нефтепроводов PAGEREF _Toc435378589 \h 101.1 Основные понятия PAGEREF _Toc435378590 \h 101.2 Линейная часть магистрального нефтепровода PAGEREF _Toc435378591 \h 101.3 Нефтеперекачивающие станции PAGEREF _Toc435378592 \h 151.4 Особенности технологии перекачки нефти. PAGEREF _Toc435378593 \h 171.5 Очистка внутренней полости нефтепровода PAGEREF _Toc435378594 \h 192. Насосы, вентиляторы и их устройство PAGEREF _Toc435378595 \h 242.1 Классификация насосов PAGEREF _Toc435378596 \h 242.2 Основные параметры насосов. Явление кавитации PAGEREF _Toc435378597 \h 312.3 Насосный агрегат. Насосные установки PAGEREF _Toc435378598 \h 342.4 Классификация центробежных насосов PAGEREF _Toc435378599 \h 352.5 Принцип действия центробежных насосов PAGEREF _Toc435378600 \h 402.6 Конструкции основных узлов и деталей центробежных насосов PAGEREF _Toc435378601 \h 412.7 Работа центробежных насосов на трубопровод PAGEREF _Toc435378602 \h 482.8 Центробежные насосы, применяемые на НПС PAGEREF _Toc435378603 \h 513 Вентиляторы PAGEREF _Toc435378604 \h 634. Неисправности центробежных насосов. PAGEREF _Toc435378605 \h 645 Меры безопасности при обслуживании и ремонте насосных PAGEREF _Toc435378606 \h 74агрегатов PAGEREF _Toc435378607 \h 74
ВведениеЦелью разработки данного учебно-справочного издания является обучение рабочих по профессии:«Слесарь по ремонту технологических установок» дочерних акционерных обществ ОАО «АК «Транснефть», а также организация и обеспечение самостоятельной работы по изучению и закреплению учебного материала.
Нормативные ссылкиВ настоящем документе использованы нормативные ссылки на следующие документы:
Петров В.Е. Машинист технологических насосов на нефтеперекачивающих станциях. М.: Недра, 1986.
Захаров В.И. Оператор нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода. Часть 1. Тюмень 2005.
Колпаков Л.Г. Центробежные насосы магистральных нефтепроводов. М.:Недра,1985.
Зайцев С.Д. Допуски изделий и технические измерения в машиностроении. М.: Академия, 2002.
Волков К.М., Лузин В.А. и др. Устройство и безопасная эксплуатация механизмов и приспособлений, применяемых при ремонте МН. Учебное пособие. Тюмень: ТУЦ ОАО «Сибнефтепровод», 2004
Бидерман В.Л. Детали машин. Расчет и конструирование. Справочник. М.: Машиностроение, 1968.
Стерин Н.С. Машиностроительные материалы. Основы металловедения и термической обработки. Учебное пособие. С-Петербург: Политехника, 2003
Черкасский В.М. Насосы, вентиляторы, компрессоры. М.: Энергоатомиздат, 1984.
«Правила устройства электроустановок (ПУЭ)».
«Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭЭП)»
ПБ 10-382-00 Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов
Приказом Министерства труда и социальной защиты Российской Федерации от 24 июля 2013 г. № 328нПравила по охране труда при эксплуатации электроустановок
РД 34.03.204 «Правила безопасности при работе с инструментом и приспособлениями».
РД-13.100.00-КТН-183-13Система управления промышленной безопасностью ОАО «АК «Транснефть»
РД-13.100.00-КТН-225-06Система организации работ по охране труда на нефтепроводном транспорте
РД-13.110.00-КТН-141-13 Работы в электроустановках. Требования безопасности
РД-13.110.00-КТН-260-14Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Правила безопасности при эксплуатации объектоа ОАО «АК «Транснефть»
РД-13.220.00-КТН-211-12Правила пожарной безопасности на объектах организаций системы «Транснефть»
РД-25.100.10-КТН-016-15 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов.Неразрушающий контроль сварных соединений при строительстве и ремонте магистральных трубопроводов
РД-19.100.00-КТН-036-13Правила технического диагностирования и освидетельствования механо-технологического оборудования. Методики технического диагностирования механо-технологического оборудования
РД-19.100.00-КТН-266-14 Техническаядиагностикатрубопроводов при приемке после строительства и в процессе эксплуатации
РД-23.020.00-КТН-018-14Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Резервуары стальные вертикальные для хранения нефти и нефтепродуктов объемом 1000-50000 куб.м. Нормы проектирования
РД-23.020.00-КТН-184-10Правила антикоррозионной защиты резервуаров для хранения нефти и светлых нефтепродуктов
РД-23.020.00-КТН-283-09Правила ремонта и реконструкции резервуаров для хранения нефти объемом 1000-50000 куб.
РД-23.040.00-КТН-021-14Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Испытания линейной части магистральных трубопроводов. Основные положения
РД-23.040.00-КТН-265-10Оценка технического состояния магистральных трубопроводов на соответствие требованиям нормативно-технических документов
РД-23.040.00-КТН-387-07Методика диагностики технологических нефтепроводов НПС
РД-25.160.00-КТН-037-14Сварка при строительстве и ремонте магистральных нефтепроводов
РД-29.020.00-КТН-087-10Положение о системе технического обслуживания и ремонта электротехнического оборудования магистральных нефтепроводов на давление до 10 МПа
РД-29.240.00-КТН-197-13 Порядок организации работ по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту вдольтрассовых линий электропередачи и средств электрохимической защиты объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
РД-35.240.50-КТН-109-13 Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Основные положения
РД-35.240.50-КТН-168-13Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое обслуживание и ремонт оборудования систем автоматизации и телемеханики
РД-75.200.00-КТН-037-13Руководство по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций
РД-75.180.00-КТН-057-12Нормы проектирования узлов пуска, пропуска и приема средств очистки и диагностики магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
РД-23.040.00-КТН-073-15 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов.Вырезка и врезка «катушек», соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры. Подключение участков магистральных нефтепроводов. Организация и выполнение работ
РД-75.180.00-КТН-247-08Технология выпуска газо-воздушной среды из нефтепровода при его заполнении после ремонтных работ
ОР-03.100.30-КТН-150-11Порядок организации огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности на взрывопожароопасных и пожароопасных объектах организаций системы «Транснефть» и оформления нарядов-допусков на их подготовку и проведение
ОР-03.100.50-КТН-004-12Порядок организации и проведения расследований несчастных случаев, произошедших с работниками организаций системы «Транснефть»
ОР-23.080.00-КТН-090-08Регламент по вводу в резерв магистральных насосных агрегатов (насосов и электродвигателей) после ремонта
ОР-13.020.00-КТН-131-12Система экологического менеджмента. Экологическая политика
ОР-13.020.40-КТН-009-11Порядок представления донесений и учета аварий, инцидентов и отказов на магистральных нефтепроводах, НПС и РП
ОР-13.040.00-КТН-006-12Контроль воздушной среды на объектах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
ОР-13.100.00-КТН-030-12Порядок допуска подрядных организаций к производству работ по строительству, техническому перевооружению, реконструкции, капитальному и текущему ремонту, ремонтно-эксплуатационным нуждам объектов ОАО «АК «Транснефть»
ОР-19.100.00-КТН-053-13Внутритрубная диагностика магистральных нефтепроводов
ОР-19.000.00-КТН-194-10Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ
ОР-23.020.00-КТН-230-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Зачистка резервуаров от донных отложений. Порядок организации и проведения работ
ОР-23.020.00-КТН-278-09Регламент вывода из эксплуатации, проведения диагностики, капитального ремонта (реконструкции) резервуаров и ввода в эксплуатацию
ОР-23.040.00-КТН-089-12Порядок организации и планирования работ по техническому обслуживанию, ремонту оборудования и сооружений линейной части магистральных нефтепроводов и технологических нефтепроводов нефтеперекачивающих станций
ОР-75.180.00-КТН-018-10Регламент очистки магистральных нефтепроводов от асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ)
ОР-75.180.00-КТН-039-08Требования к технологическим схемам нефтеперекачивающих станций, профилям и схемам линейной части магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть»
ОР-75.200.00-КТН-088-12Порядок технической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через водные преграды и малые водотоки
ОР-75.200.00-КТН-369-09Порядок учета и анализа отказов основного механо-технологического оборудования НПС
ОТТ-13.220.10-КТН-115-12Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Пенообразователи для тушения пожаров нефти и нефтепродуктов. Общие технические требования
ОТТ-13.340.01-КТН-086-11Средства индивидуальной защиты работников организаций системы «Транснефть». Общие технические требования
ОТТ-13.340.10-КТН-084-13Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Специальная одежда работников организаций системы «Транснефть». Общие технические требования.
ОТТ-13.340.50-КТН-087-11Специальная обувь работников организаций системы «Транснефть». Общие технические требования
ОТТ-23.020.00-КТН-200-09Магистральный нефтепровод. Устройства размыва донных отложений для резервуаров. Общие технические требования
ОТТ-23.040.00-КТН-051-11Трубы нефтепроводные большого диаметра. Общие технические требования
ОТТ-23.060.30-КТН-246-08Задвижки шиберные для магистральных нефтепроводов и нефтеперекачивающих станций ОАО «АК «Транснефть». Общие технические требования
ОТТ-23.080.00-КТН-136-09Насосы нефтяные подпорные вертикальные и агрегаты электронасосные на их основе. Общие технические требования
ОТТ-25.220.01-КТН-200-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Антикоррозионное покрытие сварных стыков трубопроводов. Общие технические требования
ОТТ-25.220.01-КТН-214-10Заводское полипропиленовое покрытие труб. Общие технические требования
Примечание – при пользовании нормативными документами, приведенными в настоящем разделе, целесообразно проверить действие нормативных документов по «Перечню законодательных актов и основных нормативных и распорядительных документов, действующих в сфере магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов». Если нормативный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим нормативным документом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если нормативный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.
1. Оборудование магистральных нефтепроводов1.1 Основные понятияНефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов.
По назначению нефтепроводы делятся на внутренние (технологические), местные и магистральные:
— внутренние (технологические) нефтепроводы соединяют различные объекты на нефтепромыслах нефтеперерабатывающих заводах и нефтебазах;
— местные (нефтепроводы внешнего транспорта), по сравнению с внутренними, имеют большую протяженность (до десятков километров) и соединяют нефтепромыслы или нефтеперерабатывающие заводы с головной НПС или с пунктами налива на железной дороге или в порту;
— к магистральным нефтепроводам (МНП) относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта.
В зависимости от диаметра магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре класса:
I класс — при условном диаметре от 1000 до 1220 мм включительно;
II класс — от 500 до 1000 мм включительно;
III класс — от 300 до 500 мм включительно;
IV класс — менее 300 мм.
Кроме того, нефтепроводы делят на категории, которые учитываются при расчете толщины стенки, выборе испытательного давления, а также при определении доли монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами. Всего пять категорий: В, I, II, III, IY.
Современный нефтепровод представляет собой комплекс сооружений, включающий в себя линейную часть, головную и промежуточные насосные станции, конечные пункты.
1.2 Линейнаячасть магистрального нефтепроводаЛинейные сооружения (рисунок 1.1) включают: трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной нефти) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций, узлами пуска и приема очистных устройств и разделителей при последовательной перекачке, установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопровода, линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов, и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов; противопожарные средства, противоэррозионные и защитные сооружения трубопровода; емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов; постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопровода; пункты подогрева нефти указатели и предупредительные знаки.
Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП.
Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыслов, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод.
Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50. 200 км).
Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.
На магистральных нефтепроводах большой протяженности организуются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Граница между эксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС. Промежуточная НПС, находящаяся в начале эксплуатационного участка, является для него «головной» НПС, а промежуточная НПС, находящаяся в конце эксплуатационного участка — «конечным пунктом» для него. Состав сооружений промежуточных НПС, расположенных на концах эксплуатационного участка, отличается от обычных наличием резервуарных парков. Таким образом, магистральный нефтепровод большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных нефтепроводов протяженностью не более 600 км каждый.
Рисунок 1.1.
— Состав сооружения магистрального нефтепровода
Магистральные нефтепроводы прокладываются в самых разнообразных топографических, геологических, гидрогеологических и климатических условиях. В настоящее время при сооружении магистральных нефтепроводов применяют подземную, наземную и надземную схемы прокладки.
Подземная схема прокладки является наиболее распространенной (около 98% общего объема сооружаемой линейной части). При этой схеме отметка верхней образующей трубы располагается ниже отметки дневной поверхности грунта. Глубина заложения трубопроводов (от верха трубы) зависит от диаметра, рельефа и характеристики грунтов местности и должна быть не менее (в м): 0,8 при Ду
Подводные переходы подразделяются:
— на одно- и многониточные;
— по способу строительства (траншейным способом, методом микротоннелирования (МТ), наклонно-направленного бурения (ННБ), «труба в трубе».).
При строительстве нефтепроводов на болотах применяют все существующие в настоящее время конструктивные схемы прокладки трубопроводов: подземная, наземная и надземная.
Переходы через железные и автомобильные дороги. Основной отличительной деталью перехода под дорогой является защитный кожух (футляр), внутри которого прокладывается рабочий трубопровод. Диаметр защитного кожуха принимается на 200 мм больше диаметра рабочего трубопровода (СНиП 2.05.06-85*).
Концы футляра должны выводиться на расстояние:
а) при прокладке трубопровода через железные дороги;
от осей крайних путей -50 м, но не менее 5 м от подошвы откоса насыпи и 3 м от бровки откоса выемки;
от крайнего водоотводного сооружения земляного полотна (кювета, нагорной канавы, резерва) -3 м;
б) при прокладке трубопровода через автомобильные дороги — от бровки земляного полотна -25 м, но не менее 2 м от подошвы насыпи.
Концы футляров, устанавливаемых на участках переходов нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через автомобильные дороги III, III-п, IV-п, IV и V категорий, должны выводиться на 5 м от бровки земляного полотна.
Заглубление участков трубопроводов, прокладываемых под железными дорогами общей сети, должно быть не менее 2 м от подошвы рельса до верхней образующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 1,5 м от дна кювета, лотка или дренажа.
Заглубление участков трубопроводов, прокладываемых под автомобильными дорогами всех категорий, должно приниматься не менее 1,4 м от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 0,4 м от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа.
При прокладке трубопровода без защитных футляров вышеуказанные глубины следует принимать до верхней образующей трубопровода.
Надземная схема прокладки составляет лишь незначительную долю в общем объеме трубопроводного строительства. Надземная прокладка нефтепроводов или их отдельных участков допускается в пустынных и горных районах, болотистых местностях, районах распространения вечномерзлых грунтов, на неустойчивых грунтах, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия: овраги; реки, имеющие неустойчивое русло; реки с крутыми берегами; каналы и т.д.
Вспомогательные объекты линейной части предназначены для обеспечения ее безопасной эксплуатации и увеличения срока службы. К ним относятся: станции катодной защиты, установки протекторной защиты, установки электродренажной защиты и т.д.
Вдольтрассовая линия электропередач и электроустановкидля обеспечения электроэнергией электроприводных задвижек и установок электрохимической защиты нефтепровода от коррозии, линейной телемеханики, освещения и др.
Линии и сооружения технологической связи, в основном диспетчерского назначения, предназначенные для оперативного контроля за процессом перекачки нефти по магистральному нефтепроводу.
Средства и оборудование автоматики и телемеханики: датчики отбора давления, манометрические узлы, сигнализаторы прохождения очистных устройств, стационарные маркерные пункты для выполнения работ по внутритрубной диагностике, системы обнаружения утечек (СОУ). Эти средства предназначены для централизации учета и оперативного управления нефтепроводами.
Станции катодной защиты располагаются вдоль трассы трубопровода в соответствии с расчетом.
Станции катодной защиты (СКЗ) предназначены для электрохимической защиты трубопроводов от почвенной коррозии. Принцип их действия заключается в том, что на трубу искусственно подается отрицательный (катодный) потенциал, чтобы анодный процесс (процесс разрушения металла) происходил на дополнительном искусственном электроде-заземлителе. В зависимости от электрохимической активности грунтов СКЗ устанавливают на расстоянии 7-10 км друг от друга. В состав СКЗ входят трансформаторный пункт, сетевая катодная станция и анодное заземление.
Протекторная защита применяется в местах, где отсутствуют источники электроснабжения. Дренажные установки размещаются в местах воздействия на трубопровод блуждающих токов (линии электрифицированного транспорта, линии электропередач и др.).
Вдольтрассовые технологические проезды и дороги используются для строительства и эксплуатации нефтепровода. Минимальные расстояния от оси нефтепроводов до вдольтрассовой дороги должны составлять не менее 10м.
Сооружения для обслуживания линейной части: дома линейных обходчиков, блок-посты. Эти сооружения предназначены для обеспечения постоянного контроля и наблюдения за техническим состоянием линейной части магистрального нефтепровода, своевременного выявления утечек и предупреждения аварий.
Земляные амбары для сбора нефти из магистрального нефтепровода в случае аварии.
Противопожарные средства, противоэррозионные и защитные сооружения. Для предотвращения размывания траншеи и обнажения нефтепроводов предусматривают соответствующие мероприятия – организацию стока поверхностных вод, крепление оврагов и промоин, размываемых берегов водных преград и другие.
Трасса нефтепровода на местности должна обозначаться опозновательно-предупредительными знаками в виде столбиков со щитами-указателями высотой 1,5 – 2 м от поверхности земли, устанавливаемыми в пределах прямой видимости, но не реже чем через 500 – 1000 м, а также на углах поворота и пересечениях с другими трубопроводами и коммуникациями.
Виды знаков на пересечениях автомобильных и железных дорог и правила их установки должны отвечать требованиям правил эксплуатации соответствующих путей сообщения и государственного стандарта на знаки.
1.3 Нефтеперекачивающие станцииГоловная НПСпредназначена для приема нефти с районов добычи, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод.
Головная НПС состоит из основных комплектов сооружений:
-резервуарный парк (РП);
-подпорная насосная станция;
-основная насосная станция.
Помимо основных сооружений на головной НПС имеется:
-узел учета нефти;
-узел предохранительных клапанов на линии приёма НПС;
-узел предохранительных клапанов на линии, между основной насосной и подпорной насосной;
-узел регулирования давления;
-узел подключение НПС к трубопроводу (узел приёма и пуска СОД).
Технологическая схема головной НПС (рисунок 1.2) предусматривает следующие технологические операции:
— приём и учёт нефти;
— краткосрочное хранение нефти в резервуарах;
— внутристанционные перекачки нефти (из резервуара в резервуар);
— закачка нефти в МТ;
— пуск в трубопровод очистных и диагностических устройств.
Также на головной НПС может производиться подкачка нефти из других источников поступления (например, из других трубопроводов).
Нефть с районов добычи поступает на головную НПС и проходит последовательно площадку фильтров-грязеуловителей, где очищается от относительно крупных механических включений, узел предохранительных устройств (УП), защищающий оборудование и трубопроводы от повышенных давлений, узел учёта (УУ), измеряющий количество поступающей с районов добычи нефти, и направляется в резервуарный парк (РП).
Рисунок 1.2.
Технологическая схема головной перекачивающей станции
Из РП нефть отбирается насосами подпорной насосной станции и подаётся с требуемым подпором на вход насосов основной насосной станции. Между подпорной насосной станцией и насосной станции нефть проходит второй узел предохранительных устройств и второй узел учета. Второй узел учета используется для измерения количества нефти, поступающей в магистраль.
ПромежуточнаяНПСпредназначена для повышения напора перекачиваемой нефти с целью ее дальнейшей транспортировки.
В состав промежуточной НПС входят:
-узел подключения к магистрали;
-система сглаживания волн давления (ССВД), с емкостями для сброса;
-магистральная насосная станция;
-узел регулирования давления (УР).
Принципиальная технологическая схема промежуточной НПС приведена на рисунке 1.3.
Рисунок 1.3 Технологическая схема промежуточной НПС
I – Устройство пуска скребка;
II — площадка фильтров-грязеуловителей;
— система сглаживания волн давления;
— емкости (РВС 400) для сброса энергии ударной волны;
V- насосные агрегаты и площадка агрегатных задвижек;
VI – площадка регулирующих заслонок
Нефть от узла подключения НПС к магистрали движется на вход насосной станции, через площадку фильтров-грязеуловителей и ССВД, затем после магистральной насосной станции вновь поступает в магистраль через узел регуляторов давления и узел подключения.
1.4Особенности технологии перекачки нефти.Задача о расстановке НПС по трассе нефтепровода решается из условия обеспечения напора, достаточного для перекачки от одной НПС до другой с учетом гидравлических потерь, перепадов трассы, вязкости и температуры нефти и т.п.
Для стабильной работы магистрального нефтепровода необходимо соблюдать два основных условия. Первое условие – давление на приёме НПС, соответственно и на приёме насоса должно быть не ниже предельного значения исходя из условия кавитации насоса. При недостаточном давлении на приёме насоса (ниже 0,1 МПа) происходит выделение растворённого газа, т.е. начинается вскипание жидкости, что приводит к увеличению вибрации насоса, нагреву корпуса насоса, разрушению насоса. Второе условие – давление на выходе НПС должно быть не выше предела прочности трубопровода.
Технологический процесс перекачки нефти по МТ может осуществляться по следующим схемам:
-«по резервуарно» — применяется для ведения товарно-коммерческих операции на приемно-сдаточном пункте, для учета нефти при вытеснении (освобождении) нефти из трубопровода в резервуары НПС, при производстве плановых работ, когда нефть в одну группу резервуаров принимается, а другая подключена для откачки нефти до следующего резервуарного парка магистрального трубопровода;
-«через резервуары» — весь поток нефти проходит через резервуар или группу резервуаров — применяется для перехвата воздушных «пробок» после производства плановых и аварийно-восстановительных работ, а также партии некондиционной нефти (с повышенным содержанием воды, хлористых солей, серы);
-«из насоса в насос» — применяется при «жесткой» схеме перекачки, когда промежуточные НПС работают на давлении, развиваемом предыдущей НПС, и на которых не установлены подпорные насосы и резервуары;
-«с подключенными резервуарами» — применяется на ЛПДС (НПС) с резервуарным парком для компенсации неравномерности производительности на смежных участках трубопровода.
Преимущества схем перекачки «по резервуарно» и «через резервуары» заключаются в том, что отдельные участки трубопровода оказываются не связанными жесткой гидравлической зависимостью, поэтому трубопровод имеет большую степень надежности и способность к бесперебойной поставки нефти потребителю.
Недостаток схем перекачки «по резервуарно» и «через резервуары» — высокая стоимость сооружения и эксплуатации РП, а также потери нефти при «дыханиях» резервуаров, связанные с выбросами паров нефти в атмосферу.
Схема перекачки «из насоса в насос» весьма прогрессивна, поскольку исключает промежуточные технологические операции и неизбежно связанные с ними потерями. Кроме того, она значительно удешевляет технологию, поскольку исключает сооружение дорогостоящих резервуарных парков.
Недостатком схемы «из насоса в насос» является «жесткая» гидравлическая связь всех участков, работающих в этом режиме, поскольку любое изменение на одном из них вызывает изменение на остальных. В частности, аварийная остановка одного участка ведет к остановке всех участков, связанных с ним режимом перекачки.
Безопасность, эффективность и надежность эксплуатации линейной части обеспечиваются следующими мерами:
— периодическим патрулированием, осмотрами и комплексными диагностическими обследованиями с использованием технических средств;
— поддержанием в исправном состоянии за счет своевременного выполнения ремонтно-профилактических работ;
— своевременной модернизацией морально устаревшего или изношенного оборудования;
— соблюдением требований к охранной зоне и зоне установленных нормами минимальных расстояний до населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений;
— соблюдением условий обеспечения пожаровзрывобезопасности и противопожарной защиты;
— предоставление информации руководителям организаций и населению близлежащих населенных пунктов о местонахождении нефтепровода и мерах безопасности.
Главным образом эффективность работы МН зависит от состояния трубы и от степени загрязненности внутренней полости трубопровода.
Образование дефектов возможно на всех этапах жизненного цикла трубопровода:
— при производстве труб;
— при проведении строительно-монтажных работ;
— в процессе эксплуатации.
До недавнего времени главным методом контроля, оценки состояния трубопровода были предпусковые гидравлические испытания повышенным давлением. Однако такие испытания были не в состоянии выявить все дефекты, заложенные в трубопровод при его строительстве. Параметры отдельных дефектов оказывались не столь значительными, чтобы явиться причиной разрушений в процессе гидроиспытаний, но достаточными для того, чтобы эти дефекты развивались под действием эксплуатационных факторов и служили причиной аварийных ситуаций в пределах нормативного срока службы нефтепровода.
Эксплуатационные факторы, главными из которых являются:
— циклический характер нагружения, вызванный периодичностью процесса перекачки;
— коррозионные воздействия со стороны перекачиваемого продукта и внешней средыприводят к развитию дефектов, допущенных при изготовлении труб и проведении строительно-монтажных работ.
Происходит дальнейший рост трещин, возникших при изготовлении труб и проведении строительно-монтажных работ, развитие и рост трещин от острых (трещиноподобных) дефектов типа непроваров, несплавлений и т.п. вплоть до достижения ими критических размеров; образование, углубление коррозионных каверн в местах нарушения изоляционного покрытия вплоть до образования сквозных повреждений.
Принятие обоснованных решений по назначению безопасных режимов эксплуатации, по объему, стоимости и срокам проведения ремонтных работ возможно только при наличии достоверной информации о состоянии трубопровода.
Ключевая роль в определении технического состояния магистральных трубопроводов отведена внутритрубной диагностике, которая позволяет вести сплошное обследование трубопровода и выявлять дефекты, являющиеся причинами аварий и отказов.
1.5 Очистка внутренней полости нефтепроводаДля получения качественной информации при проведении внутритрубной диагностики, внутреннюю полость трубопровода необходимо тщательно очистить от парафино-смолистых отложений, остатков глиняных тампонов, появившихся при ремонте трубопровода, а также посторонних предметов. Наилучшие результаты очистки дает применение очистных устройств с чистящими дисками, изготовленными из высококачественного полиуретана по современной технологии. В ОАО «АК «Транснефть» разработаны и выпускаются серийно скребки нескольких типов (рис. 1.4):
— стандартные типа СКР1 с чистящими дисками;
— щеточные типа СКР1-1 с чистящими и щеточными дисками;
— двухсекционные типа СКР2 с чистящими и щеточными дисками и подпружиненными щетками;
— магнитными скребками типа СКР3 с чистящими дисками и магнитными щетками, предназначенными для сбора металлических предметов из полости трубы.
Рисунок 1.4 Типы очистных устройств
Основным очистным скребком в производственных объединениях являются скребки типа СКР1. Этими скребками производится периодическая очистка нефтепровода от парафино-смолистых отложений, а также очистка перед пропуском внутритрубных инспекционных приборов.
Перед пропуском дефектоскопов необходимо также произвести очистку нефтепровода от металлических предметов (огарки электродов и т.п.), которая проводится при помощи магнитного скребка типа СКР3.
На заключительной стадии очистки, непосредственно перед пропуском дефектоскопа, проводится очистка трубы путем пропуска не менее 2-х специальных (щеточных) скребков типа СКР1-1 или двухсекционными СКР2, которые обеспечивают очистку и коррозионных карманов на внутренней поверхности трубы.
Объем работ по очистке нефтепровода зависит от типа перекачиваемой нефти и меры чистоты внутренней поверхности. В частности, при дефектоскопии нефтепроводов Западной Сибири, транспортирующих малопарафинистую нефть, в большинстве случаев достаточно использовать штатные средства очистки, позволяющие получать вполне удовлетворительные результаты. Для трубопроводов же, транпортирующихпарафинистую нефть с высоким содержанием асфальтосмолистых веществ, приходится прибегать к неоднократным очисткам и использовать при этом специальные устройства.
Количество пропускаемых очистных устройств, перед проведением внутритрубных инспекций, должно определяться достижением результата, при котором последнее очистное устройство приходит в приемную камеру без механических повреждений корпуса, ведущих и чистящих дисков, а количество принесенных парафинсодержащих примесей и металлических предметов не превышает критериев оценки очистки нефтепроводов, соответствующих инструкциям по эксплуатации на диагностические снаряды.
По результатам очистки специалистами предприятия, выполняющего диагностические работы, принимается решение о производстве диагностических работ.
С целью поддержания пропускной способности и предупреждения скапливания воды и внутренних отложений, а также для подготовки участка нефтепровода к внутритрубной инспекции и переиспытаниям должна проводиться очистка внутренней полости МН пропуском очистных устройств.
Существуют следующие виды очистки:
— периодическая — для удаления парафиновых отложений, скоплений воды и газа с целью поддержания проектной пропускной способности нефтепроводов и предупреждения развития внутренней коррозии трубопроводов;
— целевая — для удаления остатков герметизаторов после проведения ремонтных работ на линейной части магистральных нефтепроводов;
— преддиагностическая — для обеспечения необходимой степени очистки внутренней полости нефтепровода в соответствии с техническими характеристиками внутритрубных инспекционных приборов.
Очистка производится в соответствии с разработанными и утвержденными главным инженером эксплуатирующей организации инструкциями для каждого участка магистральных нефтепроводов.
Периодическая и преддиагностическая очистка трубопровода осуществляется пропуском не менее двух очистных устройств в соответствии с Положением о проведении работ по очистке внутренней полости магистральных нефтепроводов. Время между пуском очистного устройства с закрытыми байпасными отверстиями на нем и очистного устройства с открытыми байпасными отверстиями не должно превышать 24 ч.
Целевую очистку допускается проводить пропуском одного очистного устройства с закрытыми байпасными отверстиями.
Планирование работ по очистке нефтепровода производится путем формирования годового и на его основе месячных планов работ с учетом:
— требований периодичности очистки;
— годового плана внутритрубной диагностики;
— необходимости проведения целевой очистки после проведения ремонтных работ в соответствии с планом остановок нефтепровода.
При наличии на участках нефтепроводов резервных ниток подводных переходов через реки и болота, лупингов и обводных линий сначала планируется их очистка, а потом очистка непосредственно участка. Лупинги, резервные нитки и перемычки между параллельными трубопроводами должны быть отключены от основного трубопровода на период прохождения очистных устройств, калибров и диагностических приборов.
Для восстановления качества нефти (содержание солей, механических примесей, воды и пр.), ухудшающегося в процессе очистки, разрабатываются мероприятия по исправлению качества некондиционной нефти. Мероприятия должны предусматривать выделение свободных резервуаров для локализации некондиционной нефти, организацию дополнительного контроля качества нефти, компаундирование и другие работы по доведению качества нефти до установленных норм.
Очистка нефтепроводов должна выполняться очистными устройствами, имеющими полный комплект разрешительной и эксплуатационной документации, в том числе:
— сертификат соответствия государственным стандартам;
— разрешение Ростехнадзора на применение;
— заключение о взрывобезопасности;
— руководство по эксплуатации;
— инструкция по монтажу;
— ведомость запасных принадлежностей;
— ведомость эксплуатационных документов.
Очистные устройства рекомендуется оборудовать низкочастотными передатчиками во взрывозащищенном исполнении, которые в комплекте с наземными переносными детекторами позволяют контролировать прохождение очистных скребков по участку нефтепровода и обнаруживать места их возможной остановки (застревания).
Периодичность очистки определяется индивидуально для каждого нефтепровода в зависимости от особенностей его эксплуатации и свойств перекачиваемого продукта, но не реже 1 раза в квартал.
При снижении пропускной способности нефтепровода в промежутках между периодическими очистками на 2 % и более необходимо проводить внеочередные очистки.
Для освобождения от воды внутренней полости нефтепровода, работающих на сниженных режимах, рекомендуется 1 раз в неделю вести перекачку нефти по схеме «через резервуары» со скоростью более 1,5 м/с в течение не менее 2ч.
При проведении очистки оформляют следующую документацию: акт готовности очистного скребка к пропуску, акт готовности трассы к пропуску очистного скребка, акт приема очистного скребка.
На магистральных нефтепроводах должны предусматриваться устройства приема и пуска скребка для их очистки в период эксплуатации, которые также можно использовать для приема и пуска разделителей при последовательной перекачке и поточных средств диагностики.
Устройства приема и пуска скребка размещаются на нефтепроводе на расстоянии друг от друга до 300 км и, как правило, совмещаются с узлами подключения к магистрали НПС. Эти устройства должны предусматриваться на лупингах и резервных нитках протяженностью более 3 км, а также на отводах протяженностью более 5 км.
Схемы устройств приема и пуска скребка в зависимости от их расположения на нефтепроводе должны обеспечивать различные варианты технологических операций: пропуск, прием и пуск; только пуск; только прием.
Схемы устройств должны предусматривать возможность осуществления перекачки нефти по нефтепроводу без остановки НПС в процессе очистки нефтепровода.
В состав устройств приема и пуска входят:
— камеры приема и запуска очистных устройств;
— трубопроводы, арматуры и соединительные детали;
— емкость для дренажа из камер приема и пуска;
— механизмы для извлечения, перемещения и запасовки очистных устройств;
— сигнализаторы прохождения очистных устройств; приборы контроля за давлением.
Трубопровод в пределах одного очищаемого участка должен иметь постоянный внутренний диаметр и равнопроходную линейную арматуру без выступающих внутрь трубопровода узлов или деталей.
На участках переходов трубопровода через естественные и искусственные препятствия, диаметр которых отличается от диаметра с основного трубопровода, допускается предусматривать самостоятельные узлы пуска и приема поточных устройств.
Трубопровод и узлы пуска и приема поточных устройств должны быть оборудованы сигнальными приборами, регистрирующими прохождение устройств.
Рисунок 1.5 Узел подключения к магистрали
Каждый участок эксплуатируемого МН (в том числе лупинги и резервные нитки подводных переходов) должен быть оборудован стационарными камерами пуска и приема внутритрубных инспекционных снарядов и очистных устройств или узлами для подсоединения мобильных камер пуска-приема.
Камеры должны иметь корпус, затвор для открытия или закрытия камеры, арматуру и трубопроводы технологической обвязки, патрубок для установки запасовочного устройства на камере пуска и другие комплектующие узлы, манометры, сигнализаторы прохождения ВИС и скребков.
На пусковой камере должен быть патрубок для установки запасовочного устройства с роликами; патрубок должен находиться на расстоянии не менее 10 м от затвора камеры.
Толщина стенки камер пуска-приема для обеспечения возможности определения положения снаряда внутри камеры, что необходимо для обеспечения надежного запуска и безопасного приема снаряда, должна быть ограничена максимальной величиной:
— для снарядов диаметром 720 мм — 20 мм;
— для снарядов диаметром 820/1020 мм — 25 мм;
— для снарядов диаметром 1220 мм — 30 мм.
Узлы пуска и приема внутритрубных инспекционных снарядов и очистных устройств должны быть оборудованы сигнализаторами механического или электрического типа, регистрирующими прохождение внутритрубных инспекционных снарядов и скребков. На пусковой камере сигнализаторы устанавливаются на расстоянии не менее 10 м после выходной задвижки камеры пуска.
На камерах пуска-приема должно быть предусмотрено место подключения кабеля заземления запасовочного лотка.
Для замера давления на камерах пуска и приема внутритрубных инспекционных снарядов и очистных устройств должны быть установлены манометры.
Перед камерами пуска и приема должны быть спланированы площадки с твердым покрытием размером:
— для снарядов диаметром 720/820 мм не менее 20 м 20 м;
— для снарядов диаметром 1020/1220 мм не менее 25 м 25 м,
позволяющие осуществлять маневр техники при запасовке и извлечении внутритрубных инспекционных снарядов из камер. При расположении камер пуска и приема соосно затворами друг напротив друга свободное расстояние между ними должно обеспечивать возможность запасовки и приема инспекционных снарядов.
2. Насосы, вентиляторы и их устройство2.1 Классификация насосовНасосы представляют собой гидравлические машины, предназначенные для перекачивания жидкостей. Преобразуя механическую энергию приводного двигателя в механическую энергию движущейся жидкости, насосы поднимают жидкость на определенную высоту, перемещают ее на необходимое расстояние в горизонтальной плоскости или заставляют циркулировать в какой-либо замкнутой системе.
Все насосы подразделяются на две основные группы: динамические и объемные.
Динамическими называются насосы, в которых сообщение энергии жидкости осуществляется путем воздействия гидродинамических сил на незамкнутый объем жидкости при постоянном сообщении его с входом и выходом насоса.
Объемныминазываются насосы, в которых сообщение энергии жидкости осуществляется периодическим изменением замкнутого объема при попеременном сообщении его с входом и выходом насоса.
В свою очередь динамические насосы подразделяются на лопастные и насосы трения.
Лопастными называют насосы, в которых сообщение энергии жидкости осуществляется при обтекании лопастей рабочего колеса. Лопастные насосы объединяют в свою очередь две группы насосов: центробежные, осевые и вихревые.
Центробежныминазывают лопастные насосы с движением жидкости через рабочее колесо от центра к периферии. Центробежный насос (рисунок 2.1) состоит из рабочего колеса с криволинейными лопастями, насаженного на вал, и камеры, в которой располагается рабочее колесо. Жидкость в насос поступает через входной патрубок к центробежной части рабочего колеса. Рабочее колесо вращается, и жидкость, увлекаемая лопастями за счет центробежной силы, отбрасывается к периферии в спиральную камеру, переходящую в короткий напорный патрубок – диффузор. Динамическое воздействие лопастей на поток приводит к тому, что давление в напорном патрубке будет больше, чем давление во входном патрубке, следовательно, напор будет прямо пропорционально зависеть от частоты вращения рабочего колеса. Привод центробежных насосов осуществляется непосредственно от вала электродвигателя.
Осевыминазывают лопастные насосы с движением жидкости через рабочее колесо в направление его оси. Осевой насос (рисунок 2.2) состоит из рабочего колеса 1 с несколькими рабочими лопастями, который закреплен на валу, корпуса 2, направляющего аппарата 3 и напорного патрубка 4. Рабочие лопасти вращаются и увлекают жидкость, которая движется в направлении, близком к осевому.
Осевые насосы могут быть одно- и многоступенчатыми и характеризуются большой подачей, сравнительно малой высотой всасывания (до 3 м) и небольшим напором (до 20 м). К. п. д. осевых насосов достигает 90%. Такие насосы применяются при перекачивании загрязненных жидкостей.
Рисунок 2.1 Центробежный насос
Рисунок 2.2 Осевой насос
Насосы трения и инерции – это группа динамических насосов, в которых перемещение жидкости осуществляется силами трения и инерции. В эту группу входят вихревые (рисунок 2.3), червячные и струйные насосы (рисунок 2.4), шнековые, лабиринтные (рисунок 2.5).
Вихревой насоссостоит из рабочего колеса 2, которое вращается в корпусе 1 с кольцевым каналом, имеющим перемычку 3. Вращающиеся лопатки рабочего колеса частично перекрывают цилиндрический канал, а жидкость увлекается лопатками и одновременно действием центробежных сил закручивается, образуя в камере вихревой поток, движущийся от входного патрубка к напорному. В вихревом насосе происходит непрямой обмен энергии между вторичным потоком жидкости, находящейся в рабочем колесе, и перекачиваемой жидкостью в боковом канале корпуса насоса. Обычно вихревые насосы работают по принципу самовсасывания. Напор вихревого насоса в 3-7 раз больше, чем напор центробежного, при тех же размерах и частоте вращения, но имеет низкий к. п. д., не превышающий 45 %.
Вихревые насосы непригодны для подачи жидкостей, содержащих абразивные частицы, так как при этом быстро разрушаются и увеличиваются торцовые и радиальные заборы, что приводит к снижению подачи и к. п. д. насоса. Вихревые насосы применяются там, где требуется большой напор при малой подаче.
Рисунок 2.3 Принципиальная схема вихревого насоса
Струйный насос отличается от рассмотренных отсутствием подвижных частей. Он состоит (рисунок 2.4) из трубы Вентури (диффузора), в центре которой находится трубопровод, по нему под давлением подводится рабочая среда (жидкость, газ или пар). Рабочая среда выбрасывается из сопла с большой скоростью в камеру смешения, увлекая за собой из резервуара сначала частички окружающего воздуха, а затем и жидкость, передавая ей часть своей энергии. К.п.д. струйного насоса не превышает 30%.
Рисунок 2.4 Схема струйного насоса
Рисунок 2.5 Схема лабиринтного насос
Группа объемных насосовобъединяетроторные(рисунок 2.6), шестеренные(рисунок 2.7), поршневые(рисунок 2.8, 2.9, 2.10),винтовые(рисунок 2.11)плунжерные, диафрагмовые,коловратные (кулачковые) (рисунок 2.12) и др..
Рисунок 2.6 Роторный пластинчатыйнасос
Рисунок 2.7 Шестеренный насос
Поршневые насосы относятся к числу объемных насосов, в которых перемещение жидкости осуществляется путем ее вытеснения из неподвижных рабочих камер вытеснителями. Рабочей камерой объемного насоса называют ограниченное пространство, попеременно сообщающееся с входом и выходом насоса. Вытеснителем называется рабочий орган насоса, который совершает вытеснение жидкости из рабочих камер (плунжер, поршень, диафрагма).
Классифицируются поршневые насосы по следующим показателям:
1) по типу вытеснителей: плунжерные, поршневые и диафрагменные;
2) по характеру движения ведущего звена: возвратно-поступательное движение ведущего звена; вращательное движение ведущего звена (кривошипные и кулачковые насосы);
3) по числу циклов нагнетания и всасывания за один двойной ход: одностороннего действия; двухстороннего действия.
4) по количеству поршней: однопоршневые; двухпоршневые; многопоршневые.
Рисунок 2.8 Насос поршневой простого действия
Насос простого действия. Схема насоса простого действия изображена на рисунке 2.8. Поршень 2 связан с кривошипно-шатунным механизмом через шток 3, в результате чего он совершает возвратно-поступательное движение в цилиндре 1. Поршень при ходе вправо создает разрежение в рабочей камере, вследствие чего всасывающий клапан 6 поднимается и жидкость из расходного резервуара 4 по всасывающему трубопроводу 5 поступает в рабочую камеру 7. При обратном ходе поршня (влево) всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный клапан 8 открывается, и жидкость нагнетается в напорный трубопровод 9.
Для повышения производительности поршневых насосов их часто выполняют сдвоенными, строенными и т.д. Поршни таких насосов приводятся в действие от одного коленчатого вала со смещением колен.
Насос двойного действия. Более равномерная и увеличенная подача жидкости, по сравнению с насосом простого действия, может быть достигнута насосом двойного действия (рисунок 2.9), в котором каждому ходу поршня соответствуют одновременно процессы всасывания и нагнетания. Эти насосы выполняются горизонтальными и вертикальными, причем последние наиболее компактны.
Рисунок 2.9 Насос поршневой двойного действия
Дифференциальный насос. В дифференциальном насосе (рисунок 2.10) поршень 4 перемещается в гладко обработанном цилиндре 5. Уплотнением поршня служит сальник 3 (вариант I) или малый зазор (вариант II) со стенкой цилиндра. Насос имеет два клапана: всасывающий 7 и нагнетательный 6, а также вспомогательную камеру 1. Всасывание происходит за один ход поршня, а нагнетание за оба хода.
Поршневые насосы можно пускать в ход только при открытой задвижке на напорном трубопроводе, так как пуск насоса при закрытой задвижке может привести к поломке насоса или разрыву напорного трубопровода. Этим поршневые насосы принципиально отличаются от центробежных. Останавливать поршневой насос следует тоже при открытой задвижке. Следовательно, задвижку на напорном трубопроводе закрывают только при ремонте или замене поршневого насоса.
Рисунок 2.10 Схема поршневого насоса с дифференциальным поршнем
При эксплуатации поршневые насосы требуют более тщательного ухода, чем центробежные. Уход за ними заключается главным образом в смазке трущихся деталей — подшипников, кривошипного механизма и пр. Необходимо следить также за тем, чтобы в воздушном колпаке запас воздуха составлял около 2/3 объема колпака. При избытке воздуха его выпускают через установленные на колпаке воздушные краны, а при недостатке — пополняют.
К достоинствам поршневых насосов относятся:
— постоянство подачи жидкости независимо от сопротивления напорного трубопровода, что позволяет использовать их как дозаторы;
— возможность подачи незначительных расходов под большим давлением при высоком КПД;
— техническая целесообразность создания малогабаритных насосов, способных поднимать жидкость из скважин малого диаметра;
— возможность пуска насоса в действие без предварительного заполнения его жидкостью.
К недостаткам поршневых насосов можно отнести:
— большие габаритные размеры, массу и площадь, занимаемую насосным агрегатом;
— необходимость устройства тяжелого фундамента;
— наличие легко изнашивающихся деталей (клапанов, манжет и т. п.);
— сложность эксплуатации и меньшую надежность в работе;
— неравномерность подачи жидкости.
Винтовые насосы по принципу действия относятся к роторным насосам. В зависимости от общего числа рабочих винтов различают одно-, двух-, трех- и многовинтовые насосы. В системах водоснабжения и канализации, как правило, применяются одновинтовые насосы (рисунок 2.11).
Основными деталями такого насоса являются однозаходный винт из нержавеющей или хромированной стали и двухзаходная обойма из специальной резины.Винт соединен с валом двигателя карданной передачей или другим гибким соединением, допускающими несоосность вала двигателя и винта.
Рисунок 2.11 Одновинтовой насос
1 — передняя крышка;5 — кронштейн;
2 — обойма; 6—карданный вал;
3 — винт; 7 — шарнирное соединение
4 — задняя крышка;
При вращении вала двигателя винт совершает в обойме сложное движение: вращение относительно собственной оси и вращение оси винта с радиусом, равным эксцентриситету винта. При этом между винтом и обоймой образуются замкнутые полости, непрерывно перемещающиеся от всасывающей камеры к нагнетательной. Таким образом, одновинтовые насосы представляют собой насосы объемного типа с вращающимся рабочим органом.
Винтовые насосы имеют крутопадающие характеристики, при этом зависимость Q — Нблизкак линейной. Промышленность выпускает винтовые насосы горизонтальные — с подачей от 0,3 до 40 м/ч и вертикальные — для колодцев и артезианских скважин.
Винтовые насосы с резиновыми обоймами можно применять для перекачивания как чистых, так и загрязненных и химически активных жидкостей. В системах водоснабжения винтовые насосы (например, 1В6/10Х) используют для перекачивания дренажных вод в шахтах и горных выработках, из подземной части заглубленных насосных станций, а также для дозирования реагентов.
Коловратный насос — кулачковый насос, разновидность объёмных роторных насосов для подачи главным образом жидкостей с высокой вязкостью без абразивных примесей. Принцип действия коловратного насоса основан на вытеснении жидкости из их корпуса рабочим органом — кулачковым ротором.
Рисунок 2.12 Насос коловратный (кулачковый)
Наиболее распространены двухкулачковые коловратные насосы для подач 6—160 м/ч с давлением нагнетания до 0,6—1,6 МН/м (6—16 кгс/см) при частоте вращения роторов до 300—400 об/мин. Коловратные насосы применяются в химической и нефтеперерабатывающей промышленности.
Достоинства и недостатки отдельных конструкций насосов.
Центробежные и осевые насосы обеспечивают плавную и непрерывную подачу перекачиваемой жидкости при высоких значениях коэффициента полезного действия. Относительно несложное устройство обеспечивает высокую их надежность и достаточную долговечность. Конструкция проточной части лопастных насосов и отсутствие поверхностей трения допускает возможность перекачивания загрязненных жидкостей. Простота непосредственного соединения с высокооборотными приводными двигателями способствует компактности насосного агрегата и повышению его КПД.
Все эти положительные качества центробежных и осевых насосов привели к тому, что они являются, по существу, основными насосами всех сооружений водоснабжения и канализации. Центробежные и осевые насосы широко используют также в системах оборотного движения жидкостей, в судоподъемных сооружениях, на оросительных и осушительных насосных станциях.
К недостаткам центробежных насосов следует отнести ограниченность их применения в области малых подач и высоких напоров, что объясняется снижением КПД при увеличении числа ступеней. Известные сложности в эксплуатации насосных установок с центробежными насосами возникают также из-за необходимости их заполнения перекачиваемой жидкостью перед включением в работу.
Эти недостатки отсутствуют у вихревых и центробежно-вихревых насосов. Однако вследствие невысокого КПД они находят применение лишь в небольших автономных системах водоснабжения и, кроме того, используются в качестве вспомогательных на крупных водопроводных и канализационных насосных станциях.
Объемные насосы. Несомненными достоинствами поршневых и плунжерных насосов являются высокий КПД и возможность подачи незначительных объемов жидкости под сколь угодно большим давлением. В то же время неравномерность подачи, сложность соединения с приводным двигателем, наличие легко изнашивающихся клапанов, тихоходность, а, следовательно, большие размеры и масса исключают возможность их применения на современных высокопроизводительных насосных станциях систем водоснабжения и канализации. На канализационных очистных сооружениях водоструйные насосы применяют для подъема шлама, осевшего в песколовках песка и для перемешивания ила. На крупных насосных станциях водоструйные насосы используются в качестве вспомогательных для отсасывания воздуха из основных насосов перед их запуском и для повышения всасывающей способности центробежных насосов.
2.2 Основные параметры насосов. Явление кавитацииОсновными параметрами насосов, определяющими диапазон изменения режимов работы насосной станции, состав ее оборудования и конструктивные особенности, являются напор, подача, мощность и коэффициент полезного действия.
Напор насоса — это энергия, передаваемая жидкости насосом для ее подъема на высоту, измеряемую в метрах водного столба ( м. вод. ст; кгс/см2; МПа).
Иногда вместо напора насоса удобнее использовать величину, называемую давлением насоса. При этом соотношение единиц измерения следующее:
1м. вод.ст. = 0,1 ат.;
1 кгс/см2 = 98066,5Па;
1Па=0,101972 мм.водного столба;
100 метров.вод. ст. — грубо 1 МПА.
Пример: ЦНС 300/240, — подача 300 м3/ч; напор 240м (2,4 МПа)
Зависимость напора центробежного насоса от его объемной подачи изображают в виде графика, который называется напорной характеристикой насоса. Напорная характеристика зависит от конструкции насоса (модели), скорости вращения рабочего колеса и вязкости перекачиваемой жидкости. Напорная характеристика насоса дает представление о возможностях данного насоса.
Напорные характеристики насосов представляют в справочниках и каталогах насосного оборудования.Хочется заострить внимание на том, что напорная характеристика насоса не зависит от плотности перекачиваемой жидкости, но зависит от вязкости жидкости. Чем больше вязкость жидкости, тем ниже располагается напорная характеристика.
Подача (производительность) — это количество жидкости, перемещаемое насосом за единицу времени (м3/ч). Подача насоса зависит от его конструкции, скорости вращения рабочего колеса, вязкости жидкости и характеристики трубопровода, по которому насос перемещает жидкость.
Одной из важнейших задач, которые приходится решать при эксплуатации центробежного насоса, является регулирование его подачи. Наибольшее распространение на практике получили следующие способы регулирования подачи:
— задвижкой на напорном трубопроводе;
— изменением числа оборотов вала рабочего колеса.
Мощность, затрачиваемая насосом, необходима для создания нужного напора и преодоления всех видов потерь и определяет мощность приводного двигателя. Единицы измерения кВт/час.
Потребляемая насосом мощность N или мощность на валу рабочего колеса больше полезной мощности Nпол на величину потерь в насосе. Эти потери мощности оцениваются через КПД насоса, который равен отношению полезной мощности насоса к потребляемой им мощности привода или электромотора:
= Nпол/ N = V H g/ N,
V — объемный расход, м/ час;
H – напор насоса, м;
N — потребляемая насосом мощность, Вт;
— плотность перекачиваемой жидкости, кг/ м;
g = 9.81 м/ с– ускорение свободного падения, м/с.
Потери в насосе делят на механические, объемные и гидравлические.
Механическими потерями являются потери на трение в подшипниках, уплотнениях (торцевом или сальниковом).
Объемные потери возникают за счет перетекания части жидкости из области высокого в область пониженного давления и за счет утечек жидкости через сальники.
Гидравлические потери обусловлены преодолением гидравлического сопротивления в подводе, рабочем колесе и отводе и они зависят от совершенства проточной части насоса, правильности выбора его геометрических размеров, режимов его работы.
Высота всасывания центробежного насоса. Насосы обычно устанавливают так, что ось всасывающего парубка находится выше горизонта воды в приемном резервуаре или камере. В таких случаях во входном патрубке насоса необходимо создать вакуум, под действием которого жидкость будет всасываться в насос. Высота всасывания, развиваемая насосом, равна:
где Ро – атмосферное давление в кгс/м;
Рн – давление на входе в насос в кгс/м;
– объемный вес жидкости в кг/м.
Высота всасывания может быть положительной и отрицательной. Положительная высота всасывания получается тогда, когда насос установлен выше уровня жидкости в резервуаре (рисунок 2.13,а), а отрицательная — когда насос установлен ниже уровня жидкости в резервуаре (рисунок 2.13,б). В последнем случае эту высоту всасывания принято называть подпором жидкости.
Рисунок 2.13 Варианты установки насосов относительно
уровня всасываемой жидкости
Насосы различных типов могут развивать разный по величине вакуум. В каталогах указываются значения допустимой вакууметрической высоты всасывания Нвак, т.е. той высоты всасывания, при которой обеспечивается работа этого насоса без изменения его основных технических показателей.
Отрицательное значение Нвак указывает на работу насоса с подпором. В зависимости от конструкции насоса геометрическую высоту всасывания отсчитывают по-разному. Для горизонтальных насосов это разность отметок оси насоса и уровня жидкости в приемном резервуаре. Для насосов с вертикальным валом – от середины входных кромок лопастей рабочего колеса до свободной поверхности жидкости в приемном резервуаре.
Кавитация.Абсолютное давление при входе в рабочее колесо насоса должно быть больше упругости насыщенных паров перекачиваемой жидкости при данной температуре. Если это условие не соблюдено, начинается парообразование, уменьшается производительность насоса, в конце концов происходит разрыв потока жидкости, и насос перестает подавать жидкость.
Работа насоса с момента начала парообразования протекает в тяжелых условиях. При длительной работе насоса в таких условиях рабочее колесо разрушается.
Явления, происходящие в насосе при парообразовании в начальной стадии и вплоть до прекращения (срыва) работы, имеют общее название кавитации.
Кавитация представляет собой сложный комплекс следующих явлений:
— выделение пара и растворенных газов из жидкости в тех областях, где давление жидкости равно или меньше давления насыщенных паров ее.
— местное повышение скорости движения жидкости в том месте, где возникло парообразование, и беспорядочное движение жидкости.
— конденсация пузырьков пара, увлеченных потоком жидкости в область повышенного давления. Конденсация каждого из пузырьков приводит к резкому уменьшению объема и гидравлическому удару в микроскопических зонах; однако «бомбардировка» этими ударами большой площади кавитируемой поверхности приводит и к большим площадям разрушения. Многократно повторяющиеся механические воздействия при конденсации пузырьков вызывают механический процесс разрушения материала колеса, что является наиболее опасным следствием кавитации.
— химическое разрушение металла в зоне кавитации кислородом воздуха, выделившегося из жидкости при прохождении ее в зонах пониженного давления. Этот процесс носит название коррозии. Коррозия, действующая одновременно с цикличными механическими воздействиями, снижает прочность металла.
Кавитация, может происходить не только в рабочем колесе, но и в направляющем аппарате или в спирали, хотя здесь она наблюдается сравнительно редко. Явления кавитации сопровождаются характерным потрескиванием в области всасывания, шумом и вибрацией насоса.
Кавитация уменьшает КПД, напор и производительность насоса. При сильном развитии кавитации центробежный консольный насос полностью прекращает работу (срывает подачу). Длительная работа насоса при наличии даже незначительных кавитационных явлений совершенно недопустима. Особенно сильно при кавитации повреждаются детали насосов, если перекачивается вода, содержит твердые включения.
От действия кавитации поверхности деталей становятся шероховатыми и губчатыми, что способствует быстрому истиранию деталей содержащимися в жидкости включениями. В свою очередь твердые частицы, истирая поверхности деталей, содействуют усилению кавитации.
Особенно сильно кавитационному разрушению подвержены чугун и углеродистая сталь. Наиболее устойчивы в этом отношении насосы из нержавеющей стали и бронзы.
В последнее время в насосостроении, наряду с улучшением качества материалов (использованием выококачественныx сталей), начали применять защитные покрытия деталей, наиболее подверженных действию кавитации и истиранию.
Защитные покрытия могут быть следующих видов:
а) наплавка поверхностей твердыми сплавами;
б) металлизация поверхностей в холодном состоянии;
в) местная поверхностная закалка.
В некоторых установках снижение кавитации было достигнуто впуском небольшого количества воздуха во всасывающий патрубок насоса. Это, однако, приводит к уменьшению производительности насоса и снижению вакуумметрической высоты всасывания.
Для предупреждения явлений кавитации, не следует располагать насос слишком высоко над поверхностью воды в приемном резервуаре.
Каждый насос характеризуется величиной кавитационного запаса. Это то минимальное давление, в пределах которого у жидкости, попадающей в насос, сохраняется состояние собственно жидкости. Величину и кривую зависимости кавитационного запаса от подачи/напора обязан предоставлять производитель насоса.
Кавитационный запас не поддается контролю с точки зрения механики, и оператор насосной станции (особенно если он не ознакомлен с характеристиками насосов) улавливает по металлическому шуму и щелчкам уже развитую кавитацию.
2.3 Насосный агрегат. Насосные установкиНасосный агрегат-комплекс устройств, состоящий обычно из насоса,двигателя и передачи. Насосные агрегаты бывают стационарные, устанавливаемые на фундаменте, в скважине и др. местах, и передвижные, смонтированные на ходовой тележке, шасси и т.п. В зависимости от типа двигателя насосные агрегаты различают электронасосные (с электродвигателем), турбонасосные (с турбиной), дизель- и мотонасосные (с двигателем внутреннего сгорания) и др.
С начала 20 века наибольшее распространение получили насосные агрегаты с электроприводом. Насосные агрегаты небольшой мощности обычно имеют моноблочную конструкцию с корпусом, в котором некоторые узлы двигателя и насоса являются общими. В насосных агрегатах немоноблочной конструкции насос и двигатель соединяют муфтой (полужёсткой, фрикционной) или через передачу с постоянным или регулируемым отношением скоростей вращения валов. Применяются ременные передачи с простыми или ступенчатыми шкивами, индукционные (электромагнитные) муфты скольжения и др. Насосные агрегаты обычно являются составной частью насосных установок и насосных станций.
Насосная установка-комплекс устройств, включающий, как правило, насосный агрегат, подводящие (всасывающие) и отводящие (нагнетательные) трубопроводы, резервуары для жидкости, а также арматуру (задвижки и пр.), контрольно-измерительные и др. приборы (в том числе для сигнализации и автоматического управления).
Насосные установки бывают постоянные, временные и краткосрочные, в которых часто применяют передвижные насосные агрегаты и гибкие шланги вместо металлических труб. Насосные установки классифицируют также по назначению: строительные, водопроводные, канализационные и др. При наличии нескольких агрегатов различают насосные установки с раздельной, параллельной и последовательной работой насосов.
Насосная станция-сооружение, состоящее, как правило, из здания и оборудования — насосных агрегатов (рабочих и резервных), трубопроводов и вспомогательных устройств. Здания насосных станций бывают наземные (фундаменты стен и агрегатов не связаны между собой), полузаглублённые (с шахтой, для того чтобы насосы можно было расположить на требуемой высоте над уровнем подаваемой среды) и подземные. Известны также плавучие насосные станции—на барже или понтоне.
На современных насосных станциях используется ручное, автоматизированное управление или телеуправление. Насосные станции входят в системы водоснабжения и канализации, применяются на нефтепроводах, в системах орошения и системах осушения на судоходных каналах и т.д.
2.4Классификация центробежных насосовЦентробежный насос — насос, в котором движение жидкости и необходимый напор создаются за счёт центробежной силы, возникающей при воздействии лопастей рабочего колеса на жидкость.
Центробежные насосы классифицируют по:
— количеству ступеней (колёс) (одноступенчатые (рисунок 2.14), многоступенчатые (рисунок 2.15).Одноступенчатый центробежный насос — разновидность центробежного насоса, которая широко применяются для перекачивания воды, жидкостей с повышенной химической активностью, суспензий, эмульсий во многих отраслях промышленности. У насоса такого типа — одна ступень, то есть одно рабочее колесо. За счет вращения рабочего колеса жидкость, входящая в насос, выходит из него с увеличившейся скоростью и повышенным давлением. Одноступенчатые центробежные насосы применяются для городского водоснабжения, в промышленном и сельском водном хозяйстве, для орошения полей, перекачки нефтепродуктов, авиационного топлива, и др. Одноступенчатые насосы могут быть с консольным расположением вала – консольные.
В многоступенчатых насосах жидкость проходит последовательно через ряд рабочих колес, насаженных на общий вал. Создаваемый таким насосом напор равен сумме напоров, развиваемых каждым колесом;
Рисунок 2.14 Схема одноступенчатого Рисунок 2.
15 Схема многоступенчатого
центробежного насоса центробежного насоса
— расположению оси колёс в пространстве (горизонтальный, вертикальный);
— давлению (низкого давления — до 0,2 МПа, среднего — от 0,2 до 0,6 МПа, высокого давления — более 0,6 МПа);
— способу подвода жидкости к рабочему колесу (с односторонним (рисунок 2.16) или двухсторонним входом (рисунок 2.17) — двойного всасывания);
Рисунок 2.16 Насос с односторонним Рисунок 2.
17 Насос с двухсторонним подводом
подводом жидкости жидкости
— способу разъёма корпуса (с горизонтальным или вертикальным разъёмом);
— способу отвода жидкости из рабочего колеса в канал корпуса (спиральный и лопаточный). В спиральных насосах жидкость отводится сразу в спиральный канал. В лопаточных насосах жидкость сначала проходит через специальное устройство — направляющий аппарат (неподвижное колесо с лопатками);
— коэффициенту быстроходности ns (тихоходные, нормальные, быстроходные);
— функциональному назначению (водопроводные, канализационные, пожарные, химические, щелочные, нефтяные, землесосные и т. д.);
— способу соединения с двигателем: приводные (с редуктором или со шкивом) или соединения с электродвигателем с помощью муфт;
— способу расположения насоса относительно поверхности жидкости: поверхностные, глубинные, погружные.
КПД насоса зависит от коэффициента быстроходности ns, режима работы, конструктивного исполнения. При оптимальном режиме работы КПД крупных насосов может достигать 0,92, а малых — около 0,6-0,75.
Центробежные консольные одноступенчатые насосы с односторонним подводом жидкости к рабочему колесу (рисунок 2.18)
Среды: предназначены для перекачивания питьевой, чистой волы, производственно-технического назначения (кроме морской) с pH 6. 9 и жидкостей сходных с чистой водой по плотности, вязкости и химической активности, содержащих твердые включения размером до 0,2 мм, объемная концентрация которых не превышает 0,1%. Температура перекачиваемой жидкости от 0 до 85°С (с одинарным сальниковым уплотнением) или до 105 °С (с двойным сальниковым или одинарным торцовым уплотнением).
Рисунок 2.18Схема консольного насоса одностороннего всасывания типа К
1 – крышка корпуса7 – втулка защитная
2 – корпус8 – крышка сальника
3 – сменные уплотнительные кольца9 – вал
4 – рабочее колесо10 – опорный кронштейн
5 – шпонка11 — шарикоподшипник
Не допускаются установка и эксплуатация насосов во взрывопожароопасных производствах и использование их для перекачивания горючих легковоспламеняющихся жидкостей.
Материал деталей проточной части — серый чугун; уплотнение электронасоса одинарное сальниковое. Возможно изготовление с двойным сальниковым и с одинарным торцовым уплотнением.
Вал насоса изготавливают из высококачественной стали. Для предотвращения износа вал имеет защитную втулку. Опорами вала служат два подшипника находящиеся в масляной ванне. Рабочее колесо, закрепленноена консольной части вата, состоит из двух дисков, соединенных пространственными или цилиндрическими лопатками.
Для выравнивания осевого усилия в заднем диске рабочего колеса имеются разгрузочные отверстия. Все насосы имеют сальник с мягкой набивкой (из промасленного хлопчатобумажного шнура), которая уплотняется подтягиванием гаек крышки сальника. Передняя крышка корпуса насоса съемная, что позволяет осматривать рабочие органы насоса без его демонтажа.
Насосы этого типа выпускаются как на опорной стойке, так и в моноблочном исполнении.
Одноступенчатые вертикальные центробежныенасосы
Крупные одноступенчатые вертикальные насосы (рисунок 2.19) применяются для установки в заглубленных насосных станциях в целях сокращения их площади и стоимости зданий.
Корпус вертикального насоса спиральный с разъемом в горизонтальной плоскости. Насос соединен с электродвигателем вертикальным промежуточным валом. При большой длине вала через каждые 1,5—2,5 м устанавливают направляющие подшипники, укрепленные на вертикальной ферме. Осевые усилия, возникающие в насосе, воспринимаются пятой электродвигателя.
Основные параметры центробежных вертикальных насосов регламентированы ГОСТ 19740—74 «Насосы центробежные вертикальные». Согласно этому ГОСТу вертикальные насосы должны изготовляться с подачей от 1,6 до 35 м3/с и напором от 22 до 105 м.
Рисунок 2.19 Крупный вертикальный центробежный насос
1 — корпус; 6 — узел подшипника;
2- крышка; 7 — узел уплотнения;
3 — опора подшипника, 8 — уплотнение;
4 — сменная втулка; 9 — рабочее колесо;
5 — вал; 10 — подводящий конус
Многоступенчатые центробежные насосы. В этих насосах поток перекачиваемой жидкости перемещается последовательно несколькими рабочими колесами, смонтированными на одном валу, в одном корпусе. Напор этих насосов равен сумме напоров, создаваемых каждым установленным рабочим колесом.
Корпус многоступенчатого секционного насоса состоит из отдельных секций, число которых равно числу ступеней минус один, так как одно колесо расположено в передней крышке. Уплотнение между секциями обеспечивается резиновыми прокладками. Секционная конструкция корпуса насоса позволяет увеличивать или уменьшать число секций и тем самым увеличивать или уменьшать напор, не изменяя подачи.
Осевые насосы(рисунок 2.20) выпускаются двух модификаций: с жестко закрепленными на втулке лопастями рабочего колеса и с поворотными лопастями.
Изменение в определенных пределах угла установки лопастей рабочего колеса позволяет поддерживать высокое значение КПД насоса в широком диапазоне изменения его рабочих параметров.
Рисунок 2.20 Осевой насос типа ОП
1 — лопасти рабочего колеса; 2 — камера; 3 — лопасти выправляющего аппарата; 4 — подвод воды для смазки; 5, 10 — нижняя и верхняя опоры вала; 6 — диффузор; 7 — опора верхнего подшипника; 8 — уплотнение вала; 9 — шток; 11 — привод механизма разворота лопастей.
В качестве привода осевых насосов используются, как правило, электродвигатели синхронного и асинхронного типа, непосредственно соединяемые с насосом с помощью муфты. Насосные агрегаты изготовляют с вертикальным, горизонтальным или наклонным валом.
Подача серийно выпускаемых отечественной промышленностью осевых насосов колеблется от 0,5 до 45 м/с при напорах от 25 до 27 м. Таким образом, по сравнению с центробежными осевые насосы имеют значительно большую подачу, но меньший напор. КПД высокопроизводительных осевых насосов достигает 0,9 и выше.
При работе центробежных насосов с односторонним подводом жидкости на валах возникают осевые силы, направленные в сторону, противоположную направлению движения жидкости. Эти силы нагружают опоры валов и негативно влияют на долговечность подшипников.
Способами уравновешивания осевых сил являются:
— установка импеллеров на задние стенки рабочих колес;
— сверление сквозных отверстий в стенках рабочих колес;
— установка колец разгрузки у многоступенчатых насосов.
Наиболее удачным решением этой проблемы является применение в насосах рабочих колес с двусторонним подводом жидкости. Здесь возникают две силы, направленные друг другу навстречу, которые самокомпенсируются.
2.5 Принцип действия центробежных насосовВнутри корпуса центробежного насоса (рисунок 2.21), который имеет спиральную форму, на валу жестко закреплено рабочее колесо. Оно, как правило, состоит из заднего и переднего дисков, между которыми установлены лопасти. Они отогнуты от радиального направления в сторону, противоположную направлению вращения рабочего колеса. С помощью патрубков корпус насоса соединяется с всасывающим и напорным трубопроводами.
Рисунок 2.21 Центробежный насос в разрезе
Если корпус насоса полностью наполнен жидкостью из всасывающего трубопровода, то при придании вращения рабочему колесу (например, при помощи электродвигателя) жидкость, которая находится в каналах рабочего колеса (между его лопастями), под действием центробежной силы будет отбрасываться от центра колеса к периферии. Это приведёт к тому, что в центральной части колеса создастся разрежение, а на периферии повысится давление. А если повышается давление, то жидкость из насоса начнёт поступать в напорный трубопровод. Вследствие этого внутри корпуса насоса образуется разрежение, под действием которого жидкость одновременно начнёт поступать в насос из всасывающего трубопровода. Таким образом, происходит непрерывная подача жидкости центробежным насосом из всасывающего в напорный трубопровод.
Центробежные насосы бывают не только одноступенчатыми (с одним рабочим колесом), но и многоступенчатыми (с несколькими рабочими колесами). При этом принцип их действия во всех случаях остается таким же, как и всегда. Жидкость будет перемещаться под действием центробежной силы, которая развивается за счёт вращающегося рабочего колеса.
2.6Конструкции основных узлов и деталей центробежных насосовВ водоснабжении, системах теплоснабжения, водооткачки и других наибольшее применение нашли лопаточные центробежные насосы. Основным рабочим органом лопаточного насоса является рабочее колесо, снабженное лопатками. Передача энергии от рабочего колеса к жидкости происходит за счет динамического взаимодействия лопаток насоса с обтекающей их жидкости.
Рабочее колесо — важнейшая деталь насоса. Оно предназначено для передачи энергии от вращающегося вала насоса жидкости. Различают рабочие колеса с односторонним и двусторонним входом воды, закрытые, полуоткрытые, осевого типа.
Закрытое рабочее колесо с односторонним входом воды (рисунок2.22, а) состоит из двух дисков: переднего (наружного) и заднего (внутреннего), между которыми расположены лопасти. Диск 3 с помощью втулки закреплен на валу насоса. Обычно рабочее колесо отливается целиком (диски и лопасти) из чугуна, бронзы или других металлов. Но в некоторых насосах применяют сборные конструкции рабочих колес, в которых лопасти вварены или вклепаны между двумя дисками.
Полуоткрытое рабочее колесо (рисунок2.22,б) отличается тем, что у него отсутствует передний диск, а лопасти примыкают (с некоторым зазором) к неподвижному диску, закрепленному в корпусе насоса. Полуоткрытые колеса применяют в насосах, предназначенных для перекачивания суспензий и сильно загрязненных жидкостей (например, илов или осадка), а также в некоторых конструкциях скважинных насосов.
Рабочее колесо с двусторонним входом жидкости (рисунок 2.22, в) имеет два наружных диска и один внутренний диск с втулкой для крепления на валу. Конструкция колеса обеспечивает впуск жидкости с двух сторон, вследствие чего создается более устойчивая работа насоса и компенсируется осевое давление.
Колеса центробежных насосов обычно имеют шесть — восемь лопастей. В насосах, предназначенных для перекачивания загрязненных жидкостей (например канализационных), устанавливают рабочие колеса с минимальным числом лопастей (2 — 4).
Рабочее колесо насосов осевого типа (рисунок 2.22, д) представляет собой втулку, на которой закреплены лопасти крыловидного профиля.
Ррабочие колеса с импеллерами(рисунок 2.22 г), служат для разгрузки осевого усилия или защиты уплотнений от попадания твердых частиц.
Очертания и размеры внутренней (проточной) части колеса определяются гидродинамическим расчетом. Форма и конструктивные размеры колеса должны обеспечивать его необходимую механическую прочность, а также удобство отливки и дальнейшей механической обработки.
Материал для рабочих колес выбирают с учетом его коррозионной стойкости к воздействию перекачиваемой жидкости. В большинстве случаев рабочие колеса насосов изготовляют из чугуна. Колеса крупных насосов, выдерживающие большие механические нагрузки, изготовляют из стали. В тех случаях, когда эти насосы предназначены для перекачки неагрессивной жидкости, для изготовления колес используется углеродистая сталь. В насосах, предназначенных для перекачивания жидкостей с большим содержанием абразивных веществ (пульп, шламов и т. п.), применяются рабочие колеса из марганцовистой стали повышенной твердости. Кроме того, в целях повышения долговечности рабочие колеса таких насосов иногда снабжают сменными защитными дисками из абразивно-стойких материалов.
Рабочие колеса насосов, предназначенных для перекачивания агрессивных жидкостей, изготовляют из бронзы, кислотоупорных чугунов, нержавеющей стали, керамики и различных пластмасс.
Рисунок 2.22 Рабочие колеса центробежных и осевых насосов:
а – закрытого типа с односторонним подводом жидкости;
б – полуоткрытого типа;
в – двустороннего входа (закрытого типа);
г – с импеллером;
д — колесо осевого насоса;
1 – передний диск;
3 – основной диск;
Корпус насоса объединяет узлы и детали, служащие для подвода жидкости к рабочему колесу и отвода ее в напорный трубопровод. На корпусе монтируют подшипники, сальники и другие детали насоса.
Корпус насосов может быть с торцевым или осевым разъемом. В насосах с торцевым разъемом корпуса (рисунок 2.23) плоскость разъема перпендикулярна оси насоса, а в насосах с осевым разъемом (рисунок 2.24) она проходит через ось насоса.
Корпус насоса включает в себя подводящее и отводящее устройства.
Рисунок 2.23 Многоступенчатый насос с торцевым разъемом
Рисунок 2.24 Насос с осевым разъемом и колесом двустороннего входа
Подводящее устройство (подвод)- участок проточной полости насоса от входного патрубка до входа в рабочее колесо, а у многоступенчатых насосов – до входа в рабочее колесо первой ступени. Подводы необходимы для подачи перекачиваемой жидкости к рабочему колесу с минимальными потерями, создания равномерного поля скоростей и обеспечения необходимого момента скорости на входе в рабочее колесо.
Конструктивно насосы изготовляют с осевым (рисунок 2.25, а), боковым в виде колена (рисунок 2.25, б), боковым кольцевым (рисунок 2.25, в) и боковым полуспиральным (рисунок 2.25, г) входом.
Осевой вход характеризуется наименьшими гидравлическими потерями, однако при изготовлении насосов с таким входом увеличиваются размеры насосов в осевом направлении, что не всегда удобно конструктивно. Боковой кольцевой вход создает наибольшие гидравлические потери, но обеспечивает компактность насоса и удобное взаимное расположение всасывающего и напорного патрубков.
Рисунок 2.25Схемы ввода жидкости в рабочие колеса центробежных насосов
В насосах с двусторонним входом рабочие колеса разгружены от осевого давления, возникающего при работе насоса. В этих насосах применяют, как правило, боковой полуспиральный вход, который обеспечивает равномерное поступление жидкости в рабочее колесо.
Отводящее устройство (отвод) — это участок, предназначенный для отвода жидкости от рабочего колеса в напорный патрубок насоса. Жидкость выходит из рабочего колеса с большой скоростью. При этом поток обладает высокой кинетической энергией, а движение жидкости сопровождается большими гидравлическими потерями. Для уменьшения скорости движения жидкости, выходящей из рабочего колеса, преобразования кинетической энергии в потенциальную (увеличения давления) и уменьшения гидравлических сопротивлений применяют отводящие устройства, а также направляющие аппараты.
Рисунок 2.26 Схемы отводов центробежных насосов
Различают спиральный, полуспиральный, двухзавитковый и кольцевой отводы, а также отводы с направляющими аппаратами.
Спиральный отвод — это канал в корпусе насоса, охватывающий рабочее колесо по окружности (рисунок 2.26, а). Поперечное сечение этого канала увеличивается соответственно расходу жидкости, поступающей в него из рабочего колеса, а средняя скорость движения жидкости в нем уменьшается по мере приближения к выходу или остается примерно постоянной. Спиральный канал оканчивается выходным диффузором, в котором происходит дальнейшее уменьшение скорости и преобразование кинетической энергии жидкости в потенциальную.
Кольцевой отвод — это канал постоянного сечения, который охватывает рабочее колесо так же, как и спиральный отвод (рисунок 2.26,б). Кольцевой отвод применяют обычно в насосах, предназначенных для перекачивания загрязненных жидкостей. Гидравлические потери в кольцевых отводах значительно больше, чем в спиральных.
Полуспиральный отвод — это кольцевой канал, переходящий в спиральный расширяющийся отвод.
Направляющий аппарат (рисунок 2.26, в). В центробежных насосах направляющий аппарат предназначен для того, чтобы поток жидкости, поступающий из рабочего колеса, отвести в определенном направлении и одновременно преобразовать кинетическую энергию потока в потенциальную энергию давления.
Напрвляющий аппарат представляет собой два кольцевых диска, между которыми размещены направляющие лопасти, изогнутые в сторону, противоположную направлению изгиба лопастей рабочего колеса. Направляющие аппараты — более сложные устройства, чем спиральные отводы, гидравлические потери в них больше и потому их применяют только в некоторых конструкциях многоступенчатых насосов.
В крупных насосах иногда применяются составные отводы (рисунок 2.26, г), представляющие собой сочетание направляющего аппарата и спирального отвода.
Вал насосапредназначен для передачи момента вращения от электродвигателя к рабочим колесам, неподвижно закрепленным на валу при помощи шпонок и установочных гаек или неподвижной (горячей, глухой, прессовкой и т.д.) посадки. Часть вала, которая непосредственно лежит на опоре, называется цапфой, причем концевые цапфы принято называть шипами, а промежуточные – шейками. Если цапфа передает опоре осевую нагрузку вала, ее называют пятой.
Максимальный диаметр вала насоса обычно выбирается в месте посадки рабочих колес, а к концам диаметр вала ступенчато уменьшается. Уступ вала для упора рабочих колес выполняется строго перпендикулярно е оси, а оси шпоночных пазов лежат в плоскости, проходящей через ось ротора. Посадочные размеры вала обрабатываются по второму классу точности.
Валы нефтяных насосов изготавливают из сталей 40Х (ГОСТ 4543-71).
Вращающийся вал насоса своей шейкой (шипом) соприкасается с неподвижной опорой – подшипником.
Подшипники воспринимают усилия передаваемые валом насоса на опору (при неуравновешенных осевых силах). Следовательно, подшипники насоса можно подразделить на две группы: радиальные, воспринимающие перпендикулярные к оси вала усилия, и упорные, воспринимающие осевые усилия, действующие на ротор.
По виду трения подшипники разделяются: на подшипники скольжения и подшипники качения (шарикоподшипники и роликоподшипники).
Подшипники скольжения – это опоры вращающихся деталей, которые работают в условиях скольжения поверхности цапфы по поверхности подшипника.
Форма рабочей поверхности подшипника скольжения так же, как и форма цапфы вала, может быть
Опору, передающую осевую нагрузку, называют подпятником. Подпятники работают, как правило, в паре с радиальными подшипниками. Большая часть радиальных подшипников может воспринимать небольшие осевые нагрузки. Основным элементом подшипника является вкладыш из антифрикционного материала. Вкладыш устанавливается в специальном корпусе подшипника или непосредственно в корпусе.
Условия работы и виды разрушения подшипников скольжения
Вращению цапфы в подшипнике противодействует момент сил трения. При этом нагревается подшипник и цапфа. Теплота выделяется через корпус подшипника и вал, переносится со смазывающей жидкостью. Повышение температуры снижает вязкость смазки, увеличивая вероятность заедания цапфы в подшипнике, что приводит к выплавлению вкладыша. Основной причиной его выхода из строя подшипника является перегрев.
При работе подшипника наблюдаются износ вкладыша и цапфы, что нарушает правильную работу механизма и самого подшипника. Интенсивность износа определяет долговечность подшипника.
При переменных нагрузках на поверхности вкладыша может наблюдаться усталостноевыкрашивание. При больших кратковременных перегрузках ударного характера вкладыши могут хрупко разрушаться.
Достоинства подшипников скольжения:
— надежно работают в высокоскоростных приводах;
— способны воспринимать большие ударные и вибрационные нагрузки;
— сравнительно малые радиальные размеры;
— разъемные подшипники допускают установку на шейки коленчатых валов;
— для тихоходных машин могут иметь весьма простую конструкцию.
Недостатки подшипников скольжения:
— в процессе работы требуют постоянного надзора из-за высоких требований к смазыванию и опасности перегрева. Перерыв в подаче смазочного материала ведет к выходу из строя подшипника;
— имеют сравнительно большие осевые размеры;
— значительные потери на трение в период пуска и при несовершенной смазке;
— большой расход смазочного материала.
Подшипники качения представляют собой готовый узел, основным элементом которого являются тела качения — шарики или ролики, установленные между кольцами и удерживаемые на определенном расстоянии друг от друга обоймой, называемой сепаратором. В процессе работы тела качения катятся по дорожкам качения колец, одно из которых в большинстве случаев неподвижно. Распределение нагрузки между несущими телами качения неравномерно и зависит от величины радиального зазора в подшипнике и от точности геометрической формы его деталей.
В зависимости от типа нагрузки (радиальной или осевой) подшипники качения делятся на три группы:
— радиальные, которые могут воспринимать нагрузки направленные радиально;
— упорные, предназначенные для восприятия нагрузки, действующей вдоль оси вала;
— радиально-упорные, воспринимающие комбинированную нагрузку – радиальную и осевую.
Достоинства подшипников качения:
— сравнительно малая стоимость вследствие массового производства подшипников;
— малые потери на трение и незначительный нагрев (потери на трение при пуске и установившемся режиме работы практически одинаковы);
— высокая степень взаимозаменяемости, что облегчает монтаж и ремонт машин;
— малый расход смазочного материала;
— не требуют особого внимания и ухода;
— малые осевые размеры.
Недостатки подшипников качения:
— высокая чувствительность к ударным и вибрационным нагрузкам вследствие большой жесткости конструкции подшипника;
— малонадежны в высокоскоростных приводах из-за чрезмерного нагрева и опасности разрушения сепаратора от действия центробежных сил;
— сравнительно большие радиальные размеры;
— шум при больших скоростях.
Уплотнения предназначены для предотвращения утечки жидкости через зазоры при сопряжении вращающихся и неподвижных частей насоса. Они подразделяются на сальниковые, щелевые и торцевые.
При сопряжении вала с корпусом насоса используются сальниковые уплотнения.
Они представляют собой набивные кольца из волокнистого материала, находящиеся в сальниковой камере. При работе сальниковые набивки должны смачиваться перекачиваемой жидкостью для охлаждения и смазки. В результате некоторое количество перекачиваемой жидкости непременно подтекает через сальник. Если набивка не будет пропускать жидкость, ее смазка быстро выгорит и материал быстро износится из-за непрерывного трения о вал насоса.
Сальниковые уплотнения подразделяются на две группы: без принудительного поджатия и с принудительным поджатием.
Сальниковые уплотнения без принудительного поджатия представляют собой корпуса с концентрическими выточками, в которые закладываются мягкие уплотнительные материалы. Эта группа уплотнений используется в основном для герметизации подшипников при относительных скоростях перемещения до 20 м/с.
Сальниковые уплотнения с принудительным поджатием строятся по схеме, в которой герметизация достигается прижатием к валу набивки в результате сжимающего усилия.
Простейшее сальниковое уплотнение состоит из корпуса, уплотнительного элемента, нажимной втулки и вспомогательных деталей. Корпусом обычно является крышка подшипникового узла или втулка, установленная на валу узла. Уплотнительный элемент из антифрикционного материала устанавливается в гнезде корпуса и при вращении вала остается неподвижным, лишь скользя по нему.
Мягкая набивка уплотняется нажимной втулкой с помощью болтов. Нажимная втулка центрируется по внутреннему диаметру корпуса уплотнения. Чтобы предотвратить выдавливание набивки, с противоположной втулке стороны устанавливают грундбуксу, диаметр расточки которой больше, чем диаметр вала.
Достоинства и недостатки сальниковых уплотнений
К достоинствам относится: простота конструкции, относительная простота ремонта, доступность расходных материалов (набивки), не требуется высокой квалификации персонала.
К недостаткам относится: необходимость постоянного обслуживания, подтягивания и регулировки, сравнительно небольшой срок службы набивки, невозможно обеспечить герметичность системы, приводит к повышенному энергопотреблению из-за потерь на трение.
Торцевое уплотнение представляет собой герметизирующее устройство вращающего вала, в котором уплотняющие поверхности расположены перпендикулярно к оси вращения, а усилия, которые удерживают эти поверхности в контакте, направлены параллельно оси вала. Они были разработаны для устранения недостатков сальниковой набивки. Торцевые уплотнения нашли широкое применение в центробежных насосах благодаря высокой эффективности уплотнения и возможности работы при высоких давлениях уплотняемой жидкости.
Торцевые уплотнения применяют для перекачивания жидких и газообразных сред при работе с которыми от уплотнения требуется практически полная герметичность. Их выполняют с внешним и внутренним подводами уплотняемой среды, одинарными, двойными, тройными и т. д.
В торцевом уплотнении пара трения образована двумя уплотнительными кольцами (втулками): опорным, которое жестко зафиксировано на валу (или в корпусе) шпонкой, и плавающим (упорным), которое может перемещаться вдоль оси вала. Упорное кольцо поджимается к опорному при помощи пружины.
В зависимости от расположения упорного элемента (пружины) в уплотнении различают торцевые уплотнения с неподвижным упругим элементом и подвижным упругим элементом.
Торцевые уплотнения бывают также одинарного и двойного действия.
В одинарном уплотнении с вращающимся подвижным элементом плавающее кольцо устанавливается на валу на свободной посадке и фиксируется от проворачивания штифтом. В крышке неподвижно закреплено опорное кольцо. Резиновое уплотнение препятствует утечке жидкости между валом и вращающейся втулкой.
Во время работы насоса давление жидкости со стороны насоса обеспечивает необходимое усилие для прижатия торцевых поверхностей кольца к торцу опорному, отсюда и название – торцевое уплотнение.
Двойное торцевое уплотнение представляет собой конструкцию, состоящую из двух одинарных уплотнений, образующих замкнутую полость, в которую подводится запирающаяся жидкость от внешнего источника с давлением, превышающим давление жидкости со стороны насоса.
К достоинствам торцевого уплотнения относятся: эффективен как герметизирующий элемент, долговечность работы, простота обслуживания, которая ограничивается периодическим наблюдением и расходуют незначительную энергию на трение. Торцевые уплотнения могут работать в тяжелых условиях при давлении до 45 МПа, температуре до 200оС и относительной скоростью вращения до 100 м/с.
К недостаткам торцевых уплотнений относятся: сложность конструкции, сравнительно высокая стоимость и необходимость частичной разборки насоса при замене торцевого уплотнения.
Щелевые уплотнения применяются для уменьшении перетекания рабочей жидкости из области положительного давления в область всасывания с внешней стороны рабочего колеса. В общем случае щелевое уплотнение представляет собой цилиндрическую щель, образованную неподвижным кольцом корпуса и вращающимся уплотнительным кольцом на роторе. Герметизирующая способность от длины щели и зазора между вращающимися деталями.
Чем больше путь протекания жидкости в зазоре, тем надежнее уплотнение.
Само название щелевое говорит о том, что между твердыми уплотняющими элементами находится пространство (щель), благодаря которому нет непосредственного контакта между элементами и, следовательно, нет трения уплотняющих поверхностей.
В корпусе насоса неподвижно устанавливается уплотнительное кольцо с буртиком. Кольцо в продольном и радиальном направлениях фиксируется штифтом. Наличие съемного уплотнительного кольца необходимо, потому что поверхности уплотнений подвергаются сильному износу в результате движения жидкости в зазоре. Особенно быстро поверхности изнашиваются, если в перекачиваемой жидкости присутствуют абразивные вещества (песок). Между уплотнительным кольцом и выточкой рабочего колеса устанавливается радиальный зазор, равный 0,2-0,5мм и осевой зазор, который выбирается значительно больше радиального. Протечки из напорной полости насоса во всасывающий патрубок определяются объемным КПД насоса.
Щелевые уплотнения применяются в некоторых случаях и для уплотнения валов.
2.7 Работа центробежных насосов на трубопроводНасосы насосной станции и трубопровод составляют единую гидродинамическую систему. Режим работы такой системы определяется её рабочей точкой.
Рабочей точкой системы, состоящей из нескольких насосов и нескольких трубопроводов, называется точка пересечения суммарной Н-Q характеристики всех насосов с суммарной H-Q характеристикой всех трубопроводов системы (рисунок 2.27).
Рабочая точка системы характеризует гидродинамическое единство её элементов (насосов и трубопроводов) и показывает, что насосы развивают только такие напоры и подачи, которые равны гидравлическому сопротивлению и пропускной способности трубопроводов.
Рисунок 2.27 Графическая характеристика системы «насос-сеть» Рабочая точка системы определяет рабочие точки отдельных насосов, входящих в систему.
Рабочие точки насосов (их Н и Q координаты) показывают напор и подачу, развиваемые насосами при работе их в данной системе.
Под регулированием работы насоса подразумевается процесс изменения соотношения между подачей и напором. Регулирование насоса можно осуществлять двумя методами:
— конструктивное изменение характеристики насоса;
— изменение условия работы системы «насос-сеть».
Универсальным методом (как для динамичных насосов, так и для объемного типа)измененияхарактеристики насоса
является изменение числа оборотов привода. При этом надо учитывать, что подача находится в прямой зависимости от оборотов, а напор (в центробежных) — в квадратичной зависимости.
При существующем уровне развития техники этот метод для насосостроения является дорогостоящим, хотя с точки зрения энергетических затрат, он экономичен.
В практике насосостроения нашло применение регулирование числа оборотов в основном с помощью вариаторов и меньшее с помощью гидромуфт, электромагнитных муфт скольжения (ЭМС) или регулирования электропривода (тиристорные преобразователи частоты ТПЧ и синхронные электродвигатели). Положительной особенностью этого метода является то, что на группу из нескольких рабочих насосов достаточно иметь один регулируемый насос. Это существенно снижает затраты и обеспечивает конкурентоспособность этого метода с другими методами.
Конструктивное изменение характеристики насоса.
Широко распространенным методом регулирования характеристики центробежного насоса является изменение диаметра рабочего колеса (обточка). Имеется в виду, что напор насоса находится в квадратичной зависимости от диаметра рабочего колеса при прочих равных условиях.
Обтачивая (уменьшая) диаметр рабочего колеса можно значительно изменить поле работы насоса. Чтобы получить нужный напор насоса при обточке колеса, необходимо существующий напор умножить на квадратичную величину отношения диаметра обточенного колеса к диаметру обтачиваемого.
В практике насосные заводы уже предлагают потребителям конкретные модификации с различной обточкой колеса и с меньшей, соответственно, мощностью комплектующего электродвигателя.
Другим методом регулирования работы центробежного насоса является изменение условий работы насоса на сеть.
Графическое изображение напорной характеристики центробежных насосов представляет собой, как правило, пологую кривую, снижающуюся при большей подаче. Другими словами при большей подаче мы имеем меньший напор и наоборот. Для каждой конструкции насоса имеется своя напорная характеристика, определяемая крутизной и максимальной величиной к.п.д., т.е. зоной оптимальной работы. Рабочая точка насоса на этой кривой определяется сопротивлением «сети». Если менять сопротивление сети, например закрывая задвижку, то и рабочая точка будет смещаться влево по кривой, т.е. насос будет выбирать режим работы на меньшей подаче, так как «вынужден» работать с большим напором, чтобы преодолеть дополнительное сопротивление (задвижки).
Существует ещё один способ изменения условий работы насоса на сеть — это байпасирование, т.е. установка регулируемого или нерегулируемого перепуска (байпаса) с напорной линии на всасывание. По отношению к насосу — это аналогично снижению сопротивления, т.е. происходит снижение напора. По отношению к потребительской сети — это аналогично снижению подачи. В результате рабочая точка (Q-H) сместится круто вниз, т.е. можем в потребительской сети получить одновременно меньший напор и меньшую подачу (энергия жидкости идет на сброс).
Рассмотренные два метода регулирования работы относятся непосредственно к насосу. Однако с общей точки зрения потребителя чаще интересует насосная система, обеспечивающая нужный напор и подачу.
Такой системой выступает насосная станция. В отношении насосной станции вопрос регулирования напора и подачи может рассматриваться шире, при этом гидравлическая схема, по которой работают насосы, может быть различна.
Соединение насосов между собой может быть последовательное, параллельное или параллельно-последовательное. На рисунке 2.28а,б приведены варианты соединения насосов.
Рисунок 2.28 а Последовательное соединение насосов
Рисунок 2.28 б Параллельно-последовательное соединение насосов
— при закрытых задвижках 12,13,14 насосы работают последовательно;
— при открытой задвижке 12 и закрытой 2а насосы НА1 и НА2 работают
последовательно, а насосы НА3 и НА4 – параллельно.
При параллельном соединении насосов суммируется подача, при последовательном — напор. Если на насосной станции необходимо получить нужные рабочие параметры (Q и Н), то всегда существует возможность путем комбинаций набора ряда насосов с ограниченной подачей соединить их параллельно, чтобы получить большую подачу и последовательно — чтобы получить больший напор.
Следует обратить внимание, что последовательное и параллельное соединение центробежных насосов, имеющих подобную напорную характеристику, не дает, как правило, возможность получения двойного значения напора и подачи. Они будут несколько меньше. Это происходит по следующим причинам.
Источник