
- •Предисловие
- •1.1.Схема магистрального газопровода
- •1.2. Оборудование для очистки и подготовки газа
- •1.2.1. Очистка газа от механических примесей, воды, сероводорода и углекислоты
- •1.2.2. Источники загрязнения магистральных газопроводов
- •1.2.3. Методы очистки газа от механических примесей
- •1.2.4. Конструкции пылеуловителей
- •1.2.5. Технологический расчет масляного вертикального пылеуловителя
- •1.2.8. Эксплуатация и ремонт аппаратов по очистке газа
- •1.3. Оборудование для осушки газа
- •1.3.1. Общие положения
- •1.3.2. Установки осушки газа и их эксплуатация
- •1.3.2.1. Абсорбционный способ осушки газа
- •1.3.2.3. Адсорбционный способ осушки газа
- •1.3.3.1. Методы борьбы с гидратообразованием
- •1.4. Оборудование компрессорных станций
- •1.4.1. Эксплуатация оборудования кс
- •1.4.2. Опыт применения авиационных двигателей в гпа
- •1.4.3. Гпа нового поколения
- •1.5. Оборудование для одоризации газа
- •2.1. Схема магистрального нефтепровода и нефтепродуктопровода
- •2.2. Оборудование головных сооружений нефтепроводов
- •2.2.1. Сбор и подготовка нефти к дальнейшей транспортировке 2.2.1.1. Сбор и подготовка нефти на промысле
- •2.2.1.2. Основные системы сбора продукции скважин
- •2.2.1.3. Установки для подготовки нефти
- •2.2.1.4. Установка подготовки воды
- •2.2.2. Автоматизированные групповые замерные установки
- •2.2.3. Оборудование для обезвоживания и обессоливаиия нефти
- •2.2.4. Оборудование для отделения газа от пластовой жидкости
- •2.2.5. Оборудование для очистки и подготовки сточных вод
- •2.3. Насосное оборудование 2.3.1 Центробежные насосы
- •2.3.2. Электродвигатели
- •2.3.3. Насосы "Sulzer pumps"
- •2.3.4. Виброизолирующие компенсирующие системы
- •2.4. Оборудование для зашиты от гидравлических ударов
- •2.5. Фильтры-грязеуловители
- •3.1. Трубопроводная арматура
- •3.1.1. Основные термины и определения
- •1. По области применения.
- •2. По функциональному назначению (виду).
- •По температурному режиму:
- •По способу присоединения к трубопроводу.
- •По способу герметизации.
- •8. По способу управления.
- •3.2. Теплообменное оборудование и аппараты воздушного охлаждения
- •3.2.1. Классификация теплообменных аппаратов
- •3.2.2. Аппараты воздушного охлаждении 3.2.2.1. Классификация аво
- •3.2.2.2. Поперечное орсбреине и крепление груб
- •3.2.2.3. Охлаждение газа на компрессорных станциях
- •3.3. Узлы запуска и приема средств очистки и диагностики линейной части
- •3.3.1. Устройства камер запуска и приёма на газопроводах
- •3.3.2. Устройства камер запуска п приема на нефтепроводах
- •3.4. Расходомеры
- •3.4.2. Классификация расходомеров
- •4.1. Общие положения
- •4.5.2. Область и условия применения расчетных формул
- •4.5.3. Расчет конических обечаек, нагруженных давлением
- •4.6. Расчет на прочность нефтегазового оборудования при малоцикловых нагрузках
- •4.6.1. Условия применения расчетных формул
- •4.6.2. Циклы нагружения
- •4.6.5. Уточненный расчет на малоцикловую усталость
- •5.1. Классификация подземных г азонефтехранилищ
- •5.2. Основные требования нормативных документов к проектированию, строительству и эксплуатации подземных газонефтехранилищ
- •5.3. Подземные хранилища в отложениях каменной соли
- •5.3.1. Методы сооружения подземных емкостей размывом через буровые скважины
- •5.3.2. Оборудование и методы контроля формообразования подземных емкостей
- •5.3.3. Оборудование и методы интенсификации процесса размыва подземных емкостей в отложениях каменной соли
- •5.3.4. Подземные резервуары двухъярусного типа
- •5.3.5. Подземное пиленохранилище
- •5.3.6. Подземные резервуары для хранения шфлу и стабильного конденсата
- •5.3.7. Подземные хранилища гелиевого концентрата
- •5.3.8. Риск эксплуатации подземных хранилищ в отложениях каменной соли
- •5.4. Хранилища шахтного типа
- •5.4.2. Подземные хранилища шахтного типа
- •5.4.3. Выбор оптимальных параметров и оценка прочности подземных хранилищ
- •5.4.4. Обустройство вертикальных и горизонтальных выработок
- •5.4.5. Оборудование для герметизации подземных газонефтехранилищ шахтного типа
- •5.5. Подземные хранилища, созданные глубинными взрывами
- •5.6. Хранение жидких углеводородов в вечномерзлых грунтах
- •5.7. Специальное оборудование подземных газонефтехранилищ
- •5.7.1. Специальное устьевое и скважинное оборудование
- •5.7.2. Скважиннан аппаратура контроля формообразования
- •5.8. Оценка потерь нефтепродуктов
- •6.1.2. Основные задачи и функции
- •6.2.2. Подготовка и аттестация
- •6.2.3. Нормативное регулирование в области промышленной безопасности
- •6.2.5. Декларирование промышленной безопасности
- •6.3. Основные положения производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности
- •6.4. Технический надзор и производственный контроль на объектах трубопроводного транспорта
- •6.4.1. Организация технического надзора на объектах магистральных трубопроводов
- •6.4.2. Особенности функционирования контрольных служб в трубопроводном строительстве
- •6.4.3. Основные требования, предъявляемые к производственному контролю в трубопроводном строительстве
- •6.4.3. Основные требования, предъявляемые к производственному контролю в трубопроводном строительстве
- •6.4.4. Классификация методов производственного контроля в трубопроводном строительстве
- •6.4.5. Задачи и функции производственного контроля в трубопроводном строительстве
- •6.5. Надзор за изготовлением, монтажом и ремонтом оборудования
- •6.6. Применение оборудования и технических устройств на опасных производственных объектах
- •Оошетствующий сертификат установленного образца.
- •6.7. Международные стандарты системы управления качеством iso 9000
- •6.7.1. Основные понятия и терминология
- •Iso 9000 — это серия добровольных международных стандартов для системы управления (менеджмента) качеством (далее — система качества).
- •6.7.2. Классификация стандартов системы управления качеством
- •6.7.3. Базовые требования к производственному процессу
- •6.7.4. Управление качеством производственных процессов
- •6.7.5. Прохождение сертификации
- •6.8. Техническое регулирование в трубопроводном транспорте
- •6.8.1. Основные понятия и принципы Закона "о техническом регулировании"
- •6.8.2. Нормативно-техническая документация 6.8.2.1. Уровни нормативных документов
- •6.8.2.2. Технические регламенты
- •6.8.2.3. Национальные стандарты
- •6.8.2.4. Стандарты организаций
- •6.8.2.5. Общие и специальные технические требования
- •6.8.2.6. Типовые технические и проектные решения, типовые проекты
- •7.1. Понятие надежности
- •7.2. Показатели надежности
- •7.3. Определение вероятности безотказной работы оборудования
- •7.6. Основные методы резервирования
2.3. Насосное оборудование 2.3.1 Центробежные насосы
На нефтеперекачивающих станциях оборудование можно разделить на основное и вспомогательное. Основное оборудование - это насосы и электродвигатели. К вспомогательному оборудованию огносятся маслосистемы, электроснабжение, отопление и вентиляция [2, 8, 40. 42, 45, 46. 48, 70, 86, 101. 102. 108. 110, 112, 116].
Для перекачки нефти по магистральным нефтепроводам применяются центробежные основные и подпорные насосы. Для нормальной работы основных магистральных насосов необходимо иметь определённое избыточное давление на входе, которое ещё называют кавитационный запас, т.е. это давление, необходимое для предотвращения кавитации.
Промежуточные насосные станции, в основном, работают по схеме из насоса в насос и снабжены лишь основными насосами, а необходимый для их работы подпор создаётся предыдущей перекачивающей станцией.
На головных насосных станциях и промежуточных станциях с резервуарными парками необходимый подпор для основных магистральных насосов создаётся подпорными насосами, которые перекачивают нефть из резервуаров и подают на вход основных насосов с требуемым кавитационным запасом.
В ГОСТ 12124-87 "Насосы центробежные нефтяные для магистрал трубопроводов" определены типы и основные параметры этих насосов. Государственный стандарт охватывает 20 типов основных насосов с учетом сменных рабочих колес. В таблице 2.5 насосы представлены в порядке возрастания подачи от 125 до 12500 м3/ч. Насосом самой большой подачи является насос НМ 10000-210. Маркировка насоса расшифровывается так: насос магистральный с подачей 10000 м3/ч и напором 210 м (табл. 2.4).
Принцип работы центробежных насосов основывается на движении жидкости в осевом направлении от всасывающего патрубка к центральной части рабочего колеса (рис. 2.37)/В рабочем колесе поток жидкости поворачивается на 90° и симметрично относительно оси вращения растекается по каналам вращающегося колеса 1, образованным стенками переднего и заднего дисков 5 и рабочими лопастями 2. Рабочие лопасти передают жидкости энергию привода насоса. Статическое давление в ней и ее скорость возрастают.
Из рабочего колеса 1 поток жидкости выходит под некоторым углом к касательной его наружного диаметра. Общее направление движения потока при этом совпадает с направлением вращения рабочего колеса. Далее по спиральному отводу 3 жидкость поступает, в конический диффузор 4, где ее кинетическая энергия преобразуется в потенциальную.
Электродвигатели, как правило, поставляются комплектно с насосами. В тех случаях, когда они по каким-либо причинам не поставлены комплектно с технологическим оборудованием, их выбирают по роду тока, напряжению и номинальным данным, в которых указывается тип или исполнение, режим работы, мощность, частота вращения, абсолютные или относительные величины пусковых тока и момента, коэффициент мощности.
Мощность электродвигателя для привода центробежного насоса определяется по формуле: