Введение. 1.Технологическая часть

• Насосно-силовое оборудование применяемое на НПС . 8

• Основные неисправности насосов и их причины 15

• Техническое обслуживание насосов 24

• Организация работных работ насосов на НПС «Перемь» 28

• Объем работ при ремонте насосов 31

• Ремонт основных узлов и деталей МН 37

• КИП и А 51

2.Расчетная часть 2.1 Гидравлический расчет трубопровода 60

2.2 Подбор насосно-силового оборудования 71

3. Экономическая часть 73

4. Охрана труда и экологическая безопасность. 74

Список использованных источников

Графическая часть

Лист 1 План разрез насосной

Лист 2 Насос общий вид.

Лист 3 Центровка валов насосов

Лист 4 Балансировочный станок ротора магистрального насоса.

Введение

Транспорт является важнейшей сферой общественного производства. Развитие экономики любой страны, нормальная производственная деятельность всех ее участков зависит от четкой работы транспорта по своевременной доставке сырья и готовой продукции. Для обеспечения этой деятельности и других разнообразных потребностей необходимо иметь высокоразвитую, оснащенную самой передовой техникой систему путей сообщения всех современных видов транспорта.

Топливно-энергетический комплекс- основа развития всех отраслей экономики России. Важным его элементом является система магистральных трубопроводов для транспорта нефти, газа и продуктов их переработки. Из за географического расположения месторождений нефти и газа в России и их потребителей, этот вид транспорта выходит на первое место среди всех остальных, поскольку , только трубопроводным транспортом можно обеспечить равномерную и бесперебойную поставку значительного количества нефти, газа и нефтепродуктов при минимальных экономических затратах.

Трубопроводный транспорт России имеет более чем вековую историю, и его появление обязано началу промышленному освоению нефтяных месторождений Баку и Грозного истоков создания трубопроводного транспорта стоял Д.И. Менделеев считавший что только построив трубопровод , можно создать надежную основу развития нефтяной промышленности и вывести Российскую нефть на мировой рынок.

Трубопроводный транспорт газа начинает свое существование с 40-х годов двадцатого века. К настоящему времени сформировалась единая система газоснабжения России.

Важнейшей составной магистральных нефте и газопроводов являются насосные и компрессорные станции, без надежной работы которой невозможна поставка нефти, нефтепродуктов и газа от мест добычи к потребителям.

Уровень эффективности магистрального трубопровода определяется качественным обслуживанием его линейной части, степенью использования на нефтеперекачивающей станции оборудования и его паспортных характеристик, своевременным обслуживанием и ремонтом.

Современная насосная станция магистрального трубопровода является высокоэнергетическим объектом, и повышение КПД на 1% дает значительный экономический эффект.

Основная задача - повысить эффективность трубопроводного транспорта, сокращать утечки через концевые уплотнения и переток по разгрузочным линиям, предотвращать остановки магистральных насосов по причине неисправности вспомогательных устройств и выхода из строя некоторых узлов самого насоса.

«Транснефть» (ММВБ: TRNFP, РТС: TRNFP) — российская транспортная монополия, оператор магистральных нефтепроводов России. Полное наименование — Открытое акционерное общество "Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть».

Основные направления деятельности:

транспортировка нефти и нефтепродуктов по трубопроводной системе на территории России и за её пределами; диагностические, профилактические и аварийно – восстановительные работы; обеспечение охраны окружающей среды в районах, где проходит трубопроводная система.

«Транснефти» принадлежит около 50 тыс. км магистральных нефтепроводов диаметром от 420 до 1220 мм, 386 нефтеперекачивающих станций, компания транспортирует 93 % добываемой в России нефти.

В 1878 году в России появился первый нефтепровод длиной 10 км, по которому в декабре было перекачано 841 150 пудов нефти. К концу 1914 года общая протяжённость нефтепроводов в России составляла 1280 км. Первый подземный нефтепровод появился в 1936 году (маршрут Ишимбай — Уфа). В 1964 году сдаётся в эксплуатацию нефтепровод «Дружба» (8900 км трубопроводов, из них 3900 км на территории России).⁴

Одним из основных объектов в начале 21 столетия в России является Восточный нефтепровод. 28 апреля 2006 в Тайшете были сварены первые стыки уложенных труб Восточного нефтепровода (ВСТО) — одного из крупнейших инфраструктурных проектов в России. 28 декабря 2009 года была запущена первая очередь проекта («ВСТО-1») — трубопровод от Тайшета (Иркутская область) до Сковородино (Амурская область) длиной 2694 км. Мощность первой очереди ВСТО — 30 млн т в год. 2010 год ознаменовался стартом второй части Восточного нефтепровода — ВСТО-2. Уже в сентябре 2011 года в Приморском крае был сварен завершающий стык линейной части системы ВСТО-2. Общая протяженность нефтепровода — 2046 км. Мощность — 50 млн тонн в год. Срок завершения строительства трубопроводной системы — 2014 год.

Основные нефтепроводы которыми владеет АНК "Транснефть" это:

1.Балтийская трубопроводная система (рабочая мощность 74 млн тонн в год).

2.Нефтепровод Дружба (рабочая мощность 66,5 млн тонн В год) Участие в Каспийском трубопроводном консорциуме (28,2 млн тонн в год) Нефтепровод Баку — Новороссийск. Исторический нефтепровод Грозный — Туапсе.

На сегодняшний день важнейшим текущим проектом «Транснефти» является проектирование и строительство трубопроводной системы «Восточная Сибирь — Тихий океан» (3О млн тонн в год) и «Восточная Сибирь — Тихий океан-2» (50 млн тонн в год с выделением первой очереди). Также среди крупнейших текущих проектов:

Балтийская трубопроводная система-Н (35 млн т. в год)

Вторая очередь НПП Северный (увеличение мощности до 17 млн т. в год)

Мурманский нефтепровод

Заполярье — Пурпе — Самотлор

Тихорецк — Туапсе-2 (12 млн т. в год)

Расширение КТК (67 млн т. в год)

Быстрый рост производственных мощностей вызывает необходимость слаженной и безопасной работы всего комплекса магистрального трубопровода, насосных станций а так же вспомогательных служб инженерного обеспечения.

Немаловажную роль играет правильная эксплуатация всего оборудования а так же качественный ремонт.

Поэтому в данном дипломном проекте рассматривается эксплуатация и ремонт насосов на НПС «ПЕРМЬ» АНК «Транснефть»

С годовым объемом перекачки =15 млн т/год, протяженность трубопровода L=280км, Диаметр D=720 мм.[5 стр. 5-IX]

1.Технологическая часть.

1.1Насосно-силовое оборудование, применяемое на НПС «Пермь»

Для перекачки нефтей и нефтепродуктов используют поршневые и центробежные насосы. Выбор насосного агрегата определяется технико-экономическими показателями с учетом условий его эксплуатации. Как поршневым, так и центробежным насосам свойственны определенные преимущества и недостатки.

К преимуществам центробежных насосов относятся:

• относительно небольшие габаритные размеры насоса при больших подачах и высоких напорах;

• простота непосредственного присоединения вала насоса к быстроходному приводу; меньшая относительная стоимость по сравнению с поршневыми, простота ремонта и эксплуатации;

• возможность широкой регулировки режима работы без остановки агрегата;

• Возможность последовательной работы с другими центробежными насосами при недостаточно высоком напоре;

• Высокий к. п. д. при перекачке маловязких нефтей;

• возможность перекачки нефтей, содержащих механические примеси;

• сравнительная простота автоматизации насосных станций с центробежными насосами.

К недостаткам, постоянно уменьшающимся при совершенствовании конструкций центробежных насосов, обычно относятся:

• быстрое уменьшение подачи, напора и всасывающей способности при увеличении вязкости жидкости;

• обязательная заливка перед пуском и постоянный подпор при нормальной эксплуатации во избежание явлений кавитации

• сравнительно небольшой к. п. д. при малых подачах;

• относительно малый интервал эффективной работы насоса.

Поршневые насосы обладают следующими преимуществами:

• Высокий к. п. д., существенно не меняющийся от изменения вязкости жидкости;

• практическая независимость напора насоса от подачи.

Однако поршневые насосы обладают существенными недостатками с точки зрения их применения при магистральном транспорте нефтей и нефтепродуктов:

• большие габаритные размеры при больших подачах;

ограниченная возможность регулирования режима без остановки;

• сравнительно высокая стоимость насосов и насосных станций,

• сложность эксплуатации, необходимость большого числа квалифицированного обслуживающего персонала;

• необходимость установки компенсаторов пульсаций для уменьшения пульсаций жидкости, например, в виде воздушных колпаков, что приводит к необходимости содержать компрессорное хозяйство;

• невозможность перекачки нефти, загрязненной даже незначительными твердыми включениями, так как это приводит к порче клапанов и их седел, поверхности цилиндров и плунжеров;

• сложность схем автоматизации насосных станций с поршневыми насосами.

В последнее время на практике поршневые насосы для МТ для перекачки нефти и нефтепродуктов не применяются.

К насосным агрегатам, используемым на магистральных трубопроводах, предъявляются следующие требования:

сравнительно высокие напоры, большие подачи, экономичность работы, долговременность и надежность⁴нормальнойнепрерывной работы, компактность, простота конструкций и технического обслуживания.[2 стр. 9-16]

В данном дипломном проекте рассмотрено нефтяной магистральный насос типа НМ 2500-230 и подпорный насос типа НПВ 2500-80.

Нефтяные магистральные спиральные насосы типа НМ. Насосы типа НМ — центробежные горизонтальные с двусторонним подводом жидкости к рабочему колесу и двух завитковым спиральным отводом жидкости от рабочего колеса. Эти насосы разработаны специально для нефтяной промышленности и предназначены для транспортировки нефти и нефтепродуктов с температурой 268 — 353 К, кинематической вязкостью до 3-10-⁴ м²/с (3 Cm), содержанием механических примесей до 0,06 % по объему с размером частиц до 0,2 мм. Он рассчитан на подачу 2500 м³/ч напором 230 м.,

Входной и напорный патрубки насоса, направленные в противоположные стороны от оси насоса, расположены в нижней части корпуса, что обеспечивает удобный доступ к ротору и внутренним деталям насоса без отсоединения патрубков от технологических трубопроводов. Входной и напорный патрубки присоединяются к технологическим трубопроводам сваркой.

Горизонтальный разъем корпуса насоса между нижней и верхней его частями уплотнен прокладкой. Корпус насоса выполнен из стали 25/1—П или 20Л-П и рассчитан на предельное рабочее давление до 7,4 МПа. Двусторонний подвод жидкости к рабочему колесу с уплотняющими кольцами и двухзавитковый спиральный отвод жидкости от рабочего колеса обеспечивают уравновешивание гидравлических осевых и радиальных сил, возникающих в насосе и действующих на его ротор. Ротор насоса состоит из Вала с насаженными на него рабочим колесом, защитными Втулками и крепежными деталями. Правильная установка ротора в корпус в осевом направлении достигается подгонкой толщины дистанционного кольца. Ротор насоса центруется перемещением корпусов подшипников с помощью регулировочных валков, после чего корпуса подшипников штифтуются. При перезаливке или замене вкладышей следует центровку ротора произвести заново. Направление вращения ротора насоса правое, если смотреть со стороны муфты. Опорами ротора являются подшипники скольжения с принудительной смазкой. Количество масла, подводимого к подшипникам, регулируется с помощью дроссельных шайб, установленных на подводе масла к подшипникам. В случае аварийного отключения электроэнергии масло подается к шейкам вала смазочными кольцами.

Для восприятия остаточных неуравновешенных осевых сил служит радиально-упорный сдвоенный шарикоподшипник с принудительной смазкой. Концевые уплотнения ротора механические, рассчитаны на рабочее давление 4,9 МПа. Конструкция торцевого уплотнения допускает разборку и сборку насоса без демонтажа крышки насоса и корпусов подшипников. Герметизация торцевых уплотнений обеспечивается плотным прилеганием неподвижного кольца к вращающемуся кольцу за счет гидростатического давления жидкости.

Вращение от ротора электродвигателя к насосу передается с помощью зубчатой муфты с проставкой между внешними обоймами. При снятии проставки демонтаж деталей зубчатой муфты и торцовых уплотнений обеспечивается без снятия крышки корпуса и электродвигателя.

Если в качестве привода используют двигатель в обычном исполнении, насос и двигатель устанавливаются в изолированных друг от друга помещениях. Помещения изолируются с помощью воздушной завесы, образующейся в щелевом зазоре между зубчатой втулкой электродвигателя и Воздушной камерой при подаче в камеру сжатого воздуха. Минимальный перепад давления между Воздушной камерой и помещением и насосной 0,03 м.

Конструкция спиральных насосов рассчитана на работу по последовательной схеме перекачивания трех насосов, при этом давление в напорном патрубке последнего работающего насоса не должно превышать 7,4 МПа.[1 стр. 22-30]

Чтобы повысить экономичность работы насосов, В период поэтапного освоения нефтепроводов предусматривается применение сменных роторов с рабочими колесами на подачу 0,5 и 0,7 от номинальной. Для расширения области применения насоса НМ 2500-230 в нем предусмотрено применение сменного ротора на подачу 1,25 от номинальной.

Насос и электродвигатель могут быть установлены на отдельных фундаментных рамах или на общей плите (блочное исполнение агрегата). Конструкцией насосов предусмотрены места для установки приборов дистанционного контроля температуры подшипников, утечек жидкости через концевые, уплотнения ротора, температуры перекачиваемой жидкости., давления на входе и выходе насоса.

Насосные агрегаты укомплектованы средствами автоматики и КИП, которые обеспечивают дистанционный пуск, остановку, контроль параметров, предупредительную аварийную сигнализацию и блокировку при аварийных режимах.

Насосный агрегат НПВ 2500-80 предназначен для создания подпора магистральному насосу НМ 2500-230 и может быть использован на наливных пунктах нефте- и нефтепродуктопроводов, перевалочных баз, на промежуточных станциях магистральных трубопроводов. Шифр насоса означает: НПВ — насос, подпорный, Вертикальный; число после букв — подача (в м³/ч), число после дефиса т- напор, развиваемый насосом (В м).

Насосы НПВ — центробежные, Вертикальные, устанавливаются на открытой площадке с температурой окружающего Воздуха от —50° до +45° С; применяются в основном для замены насосов 14НДсН и НМП 2500-74.

Основные требования к нефти, которую могут перекачивать насосы НПВ, следующие:

Температура, °С………………………………………От -5до +8

Кинематическая Вязкость, см²/с…………………………… 1,0—0,1

Плотность, т/м^{3………………………………………………………………………}0,5—0,83

Содержание серы В несвободном состоянии,об. %...... До 2

Содержание парафина, об. %..................До 7

Упругость пароВ, м 1—6'

Содержание механических примесей, об. % . . 0,03—0,06 Техническая характеристика насоса НПВ 2500-80 дана в табл. 1 [1 стр. 29 таб.2.3]

Таб. 1 ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НАСОСА НПВ2500-80

Показатели	НПВ
Подача, м'/ч	2500
Напор, м	80
К. п. д., %	83
Частота вращения вала, об/мин	1500
Наружный диаметр колеса, мм	525
Ширина лопатки по наружному	90
торцу, мм Допустимый	5
Коэффициент быстроходности	120,5

Для привода насоса предназначены Вертикальные, асинхронные, короткозамкнутые электродвигатели во взрывобезопасном исполнении, с частотой Вращения Вала 1500 об/мин, напряжением 10 кВ, мощностью 800 кВт для насоса НПВ 2500-80.

На открытых площадках нефтепровода «Пермь-Лазерево» смонтированы Вертикальные центробежные насосы фирмы «Воргпингтон».