Насосы магистральных нефтепроводов. Подпорный насос для нефти


Подпорный насос - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Подпорный насос

Cтраница 1

Подпорный насос 2 забирает нефть из ремонтного котлована 15 или нефтепровода 9 и подает ее по трубопроводу 4 на основной насос 12, а от него нефть по трубопроводу 7 откачивается в котлован 13 для сбора.  [1]

Подпорный насос является съемным оборудованием и крепится к раме только на время транспортировки и хранения.  [2]

Подпорные насосы в зависимости от их характеристик могут быть соединены как последовательно, так и параллельно.  [4]

Подпорные насосы могут быть расположены в одном здании с основными, но наиболее часто подпорные насосы располагают в отдельной насосной, которую размещают в более низком месте площадки и ближе к резервуарному парку для обеспечения беска-витационной работы подпорных насосов. В практике эксплуатации встречается и параллельное соединение основных насосов. Такая схема аналогична схеме подключения подпорных насосов на рис. 2.13 и отличается только количеством насосов. В этом случае используют дополнительный коллектор.  [6]

Подпорные насосы предназначены для перекачки нефти от емкости к магистральным насосам и создания необходимого подпора для обеспечения бескавитационной работы магистральных насосов. В качестве подпорных насосов применяют насосы серий НДвН, НДСН, а также насосы нормального ряда серии НМП.  [7]

Подпорные насосы соединяются между собой только параллельно. В основном на подпорной станции используется один или два рабочих насоса и один резервный.  [9]

Подпорные насосы разрабытываются и изготавливаются на подачу 300 - 500 м3 / ч и выше. Для откачки из безнапорных емкостей они выполняются с двусторонним входом.  [11]

Подпорные насосы соединяются между собой только параллельно.  [13]

Подпорные насосы должны обеспечивать хорошую всасывающую способность, поэтому они эксплуатируются при сравнительно низкой частоте вращения вала, имеют одно рабочее колесо с двусторонним подводом жидкости и устанавливаются как можно ближе к резервуарам. Надежность подпорных насосов должна быть не менее, чем основных.  [14]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru

Подпорный насос

Изобретение относится к вертикальным центробежным насосам, создающим подпор перед магистральными насосами, для транспортировки нефти. Подпорный насос содержит корпус 1, в котором установлено рабочее колесо 2, имеющее верхнюю и нижнюю поверхности 3, 4. Между корпусом 1 насоса и рабочим колесом 2 установлены уплотнительные кольца 5, 6. Уплотнительное кольцо 5 выполнено с кольцевым буртом 7. В верхней поверхности 3 рабочего колеса 2 выполнена проточка 8, которая перекрывается с зазором кольцевым буртом 7. Изобретение направлено на уравновешивание сил тяжести ротора, повышение надежности работы и КПД насоса. 1 ил.

 

Изобретение относится к насосостроению, в частности к центробежным насосам, применяемым в процессах транспортировки нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам.

Известен центробежный насос, содержащий ротор с опорами и установленное в корпусе насоса рабочее колесо двухстороннего входа с уплотнительными поясками на покрывных дисках (SU 979706 А1, М. Кл.3 F04D 1/00, опубл. 07.12.1982). Для уменьшения количества подшипников уплотнительные пояски выполнены разного диаметра.

Осевые нагрузки в известном насосе уравновешены, но остается не уравновешенной сила тяжести ротора насоса, передаваемая на нижний подшипник скольжения.

Известно уплотнение рабочего колеса центробежного насоса, содержащее уплотняющие пояски с коническими поверхностями, образующие щелевой зазор (SU 1355764 А1, М. Кл.4 F04D 29/16, опубл. 30.11.87). Один из поясков выполнен на диске рабочего колеса, а другой - на корпусе насоса. Уплотнения расположены по обе стороны рабочего колеса. Уплотнение может быть установлено на рабочем колесе входа для уравновешивания остаточных осевых сил, возникающих при изменении режима работы.

Известен нефтяной подпорный насос типа НПВ (производитель «Уралгидромаш») - центробежный вертикальный одноступенчатый с осевым подводом жидкости, с рабочими колесами двухстороннего входа для уравновешивания осевых сил. Ротор насоса состоит из вала, рабочего колеса с дисками, между которыми расположены лопатки, и предвключенных шнековых колес, втулок уплотнения. Для восприятия радиальных усилий в конструкции насоса предусмотрены два радиальных подшипника скольжения - концевой, на нижнем конце вала, и промежуточный, смазываемых перекачиваемым нефтепродуктом. Осевые усилия воспринимает опорно-упорный подшипник. На месте выхода вала ротора из корпуса установлено уплотнение торцевого типа.

Осевое усилие от веса ротора и установленных на нем деталей воспринимается верхней опорой. Однако вследствие большой массы ротора (от 700-1050 кг) воспринимаемые подшипниками нагрузки работают в напряженном состоянии, и срок их службы недостаточный. Кроме того, создаваемые при работе силы трения снижают механический, а следовательно, и КПД насоса.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка конструктивного решения, направленного на сокращение межремонтного периода работы насоса за счет повышения надежности работы насоса.

При осуществлении изобретения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в уравновешивании сил тяжести ротора и повышении КПД.

Указанный технический результат достигается тем, что подпорный насос содержит корпус, в котором установлено рабочее колесо, имеющее верхнюю поверхность и нижнюю поверхность. Между корпусом насоса и рабочим колесом установлены уплотнительные кольца. Уплотнительное кольцо, установленное между верхней поверхностью рабочего колеса и корпусом насоса, выполнено с кольцевым буртом. В верхней поверхности рабочего колеса выполнена проточка, которая гидравлически связана с областью высокого давления. Кольцевой бурт уплотнительного кольца перекрывает с зазором проточку.

Выполнение кольцевого бурта на уплотнительном кольце и проточки на верхней поверхности рабочего в сторону области высокого давления приводит к уменьшению ее площади и, следовательно, к уменьшению давления нагнетания, что обеспечивает создание разнодействующих сил на рабочее колесо. Кольцевой бурт, перекрывающий с зазором проточку, образует дополнительное уплотнение, обеспечивающее снижение гидравлических потерь, что повышает объемный КПД насоса.

На чертеже изображена конструкция подпорного насоса, продольный разрез.

Подпорный насос содержит корпус 1, в котором на валу установлено рабочее колесо 2, имеющее верхнюю поверхность 3 и нижнюю поверхность 4, между которыми расположены лопатки. Между корпусом 1 насоса и верхней поверхностью 3 рабочего колеса 2 расположено уплотнительное кольцо 5, а между корпусом 1 насоса и нижней поверхностью 4 рабочего колеса 2 расположено уплотнительное кольцо 6. Уплотнительное кольцо 5 выполнено с кольцевым буртом 7. В верхней поверхности 3 рабочего колеса 2 выполнена проточка 8, которая гидравлически связана с областью высокого давления 9. Кольцевой бурт 7 уплотнительного кольца 5, перекрывая с зазором проточку 8, отделяет часть верхней поверхности 3 рабочего колеса 2 от области высокого давления 9. Между уплотнительным кольцом 5 и частью верхней поверхности 3 рабочего колеса 2 образуется камера низкого давления 10. Зазор между проточкой 8 и кольцевым буртом 7 предусмотрен для прохождения рабочей жидкости из области высокого давления 9 в камеру низкого давления 10 и обеспечивает снижение гидравлических перетоков между рабочим колесом 2 и уплотнительным кольцом 5.

Подпорный насос работает следующим образом.

Приводимое в движение валом насоса рабочее колесо 2, вращаясь, сообщает круговое движение рабочей жидкости, находящейся между лопаток. Вследствие возникающей центробежной силы рабочая жидкость от центра рабочего колеса 2 перемещается к внешнему выходу на выкид насосом. Выйдя из рабочего колеса 2, рабочая жидкость поступает в двухзавитковый спиральный отвод, по штанам в крышку нагнетания, а из нее в напорный трубопровод (не показаны). При вращении вала ротора насоса на него действуют осевые силы, которые воспринимаются опорно-упорным подшипником. За счет разницы площадей наружных верхней и нижней поверхностей 3 и 4 рабочего колеса 2 возникают разнодействующие силы. Рабочая жидкость в области высокого давления 9 давит на площадь нижней поверхности 4 рабочего колеса 2 больше, чем на площадь верхней поверхности 3 рабочего колеса 2, создавая тем самым разгрузку сил тяжести ротора, поднимая его вверх и уравновешивая его.

Предлагаемое техническое решение способствует уменьшению нагрузки на опорно-упорный подшипник насоса, повышая тем самым надежность работы насоса, что позволяет увеличить межремонтный период.

Подпорный насос, содержащий корпус, в котором установлено рабочее колесо, имеющее верхнюю и нижнюю поверхности, уплотнительные кольца, расположенные между корпусом насоса и рабочим колесом, отличающийся тем, что в верхней поверхности рабочего колеса выполнена проточка, а уплотнительное кольцо, установленное между верхней поверхностью рабочего колеса и корпусом насоса, выполнено с кольцевым буртом, перекрывающим с зазором указанную проточку.

www.findpatent.ru

Подпорный насос | Банк патентов

Изобретение относится к вертикальным центробежным насосам, создающим подпор перед магистральными насосами, для транспортировки нефти. Подпорный насос содержит корпус 1, в котором установлено рабочее колесо 2, имеющее верхнюю и нижнюю поверхности 3, 4. Между корпусом 1 насоса и рабочим колесом 2 установлены уплотнительные кольца 5, 6. Уплотнительное кольцо 5 выполнено с кольцевым буртом 7. В верхней поверхности 3 рабочего колеса 2 выполнена проточка 8, которая перекрывается с зазором кольцевым буртом 7. Изобретение направлено на уравновешивание сил тяжести ротора, повышение надежности работы и КПД насоса. 1 ил.

Изобретение относится к насосостроению, в частности к центробежным насосам, применяемым в процессах транспортировки нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам.

Известен центробежный насос, содержащий ротор с опорами и установленное в корпусе насоса рабочее колесо двухстороннего входа с уплотнительными поясками на покрывных дисках (SU 979706 А1, М. Кл.3 F04D 1/00, опубл. 07.12.1982). Для уменьшения количества подшипников уплотнительные пояски выполнены разного диаметра.

Осевые нагрузки в известном насосе уравновешены, но остается не уравновешенной сила тяжести ротора насоса, передаваемая на нижний подшипник скольжения.

Известно уплотнение рабочего колеса центробежного насоса, содержащее уплотняющие пояски с коническими поверхностями, образующие щелевой зазор (SU 1355764 А1, М. Кл.4 F04D 29/16, опубл. 30.11.87). Один из поясков выполнен на диске рабочего колеса, а другой - на корпусе насоса. Уплотнения расположены по обе стороны рабочего колеса. Уплотнение может быть установлено на рабочем колесе входа для уравновешивания остаточных осевых сил, возникающих при изменении режима работы.

Известен нефтяной подпорный насос типа НПВ (производитель «Уралгидромаш») - центробежный вертикальный одноступенчатый с осевым подводом жидкости, с рабочими колесами двухстороннего входа для уравновешивания осевых сил. Ротор насоса состоит из вала, рабочего колеса с дисками, между которыми расположены лопатки, и предвключенных шнековых колес, втулок уплотнения. Для восприятия радиальных усилий в конструкции насоса предусмотрены два радиальных подшипника скольжения - концевой, на нижнем конце вала, и промежуточный, смазываемых перекачиваемым нефтепродуктом. Осевые усилия воспринимает опорно-упорный подшипник. На месте выхода вала ротора из корпуса установлено уплотнение торцевого типа.

Осевое усилие от веса ротора и установленных на нем деталей воспринимается верхней опорой. Однако вследствие большой массы ротора (от 700-1050 кг) воспринимаемые подшипниками нагрузки работают в напряженном состоянии, и срок их службы недостаточный. Кроме того, создаваемые при работе силы трения снижают механический, а следовательно, и КПД насоса.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка конструктивного решения, направленного на сокращение межремонтного периода работы насоса за счет повышения надежности работы насоса.

При осуществлении изобретения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в уравновешивании сил тяжести ротора и повышении КПД.

Указанный технический результат достигается тем, что подпорный насос содержит корпус, в котором установлено рабочее колесо, имеющее верхнюю поверхность и нижнюю поверхность. Между корпусом насоса и рабочим колесом установлены уплотнительные кольца. Уплотнительное кольцо, установленное между верхней поверхностью рабочего колеса и корпусом насоса, выполнено с кольцевым буртом. В верхней поверхности рабочего колеса выполнена проточка, которая гидравлически связана с областью высокого давления. Кольцевой бурт уплотнительного кольца перекрывает с зазором проточку.

Выполнение кольцевого бурта на уплотнительном кольце и проточки на верхней поверхности рабочего в сторону области высокого давления приводит к уменьшению ее площади и, следовательно, к уменьшению давления нагнетания, что обеспечивает создание разнодействующих сил на рабочее колесо. Кольцевой бурт, перекрывающий с зазором проточку, образует дополнительное уплотнение, обеспечивающее снижение гидравлических потерь, что повышает объемный КПД насоса.

На чертеже изображена конструкция подпорного насоса, продольный разрез.

Подпорный насос содержит корпус 1, в котором на валу установлено рабочее колесо 2, имеющее верхнюю поверхность 3 и нижнюю поверхность 4, между которыми расположены лопатки. Между корпусом 1 насоса и верхней поверхностью 3 рабочего колеса 2 расположено уплотнительное кольцо 5, а между корпусом 1 насоса и нижней поверхностью 4 рабочего колеса 2 расположено уплотнительное кольцо 6. Уплотнительное кольцо 5 выполнено с кольцевым буртом 7. В верхней поверхности 3 рабочего колеса 2 выполнена проточка 8, которая гидравлически связана с областью высокого давления 9. Кольцевой бурт 7 уплотнительного кольца 5, перекрывая с зазором проточку 8, отделяет часть верхней поверхности 3 рабочего колеса 2 от области высокого давления 9. Между уплотнительным кольцом 5 и частью верхней поверхности 3 рабочего колеса 2 образуется камера низкого давления 10. Зазор между проточкой 8 и кольцевым буртом 7 предусмотрен для прохождения рабочей жидкости из области высокого давления 9 в камеру низкого давления 10 и обеспечивает снижение гидравлических перетоков между рабочим колесом 2 и уплотнительным кольцом 5.

Подпорный насос работает следующим образом.

Приводимое в движение валом насоса рабочее колесо 2, вращаясь, сообщает круговое движение рабочей жидкости, находящейся между лопаток. Вследствие возникающей центробежной силы рабочая жидкость от центра рабочего колеса 2 перемещается к внешнему выходу на выкид насосом. Выйдя из рабочего колеса 2, рабочая жидкость поступает в двухзавитковый спиральный отвод, по штанам в крышку нагнетания, а из нее в напорный трубопровод (не показаны). При вращении вала ротора насоса на него действуют осевые силы, которые воспринимаются опорно-упорным подшипником. За счет разницы площадей наружных верхней и нижней поверхностей 3 и 4 рабочего колеса 2 возникают разнодействующие силы. Рабочая жидкость в области высокого давления 9 давит на площадь нижней поверхности 4 рабочего колеса 2 больше, чем на площадь верхней поверхности 3 рабочего колеса 2, создавая тем самым разгрузку сил тяжести ротора, поднимая его вверх и уравновешивая его.

Предлагаемое техническое решение способствует уменьшению нагрузки на опорно-упорный подшипник насоса, повышая тем самым надежность работы насоса, что позволяет увеличить межремонтный период.

bankpatentov.ru

Установка - подпорный насос - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Установка - подпорный насос

Cтраница 1

Установка подпорного насоса дает возможность повысить коэффициент наполнения бурового насоса.  [1]

Технико-экономические исследования, проведенные в США, показали, что стоимость установки подпорного насоса меньше, чем доля стоимости буровогс насоса, соответствующая получаемому увеличению мощности.  [2]

При нарушении условия (3.62) необходимо соответственно изменить конфигурацию ( профиль) всасывающей коммуникации, уменьшить величину Az, приблизить насос к резервуару; увеличить диаметр трубопровода или предусмотреть в технологической схеме перекачки установку подпорного насоса или эжектора.  [3]

Вследствие большой величины допускаемого навигационного эа -: аса основных насосов большой подачи бескавитафюшюе всасывание непосредственно иа резервуаров они обеспечить не могут. Необходимо дачленив на входе этих насосов создается за счет установки подпорных насосов, которые обычно соединяются параллельно.  [4]

Практически применение аэрированных жидкостей эффективно при бурении в условиях катастрофических поглощений буровых растворов, при вскрытии нефтяных пластов с низким давлением, поскольку одновременно устраняются осложнения и повышаются скорость механического бурения и проходка на долото. Очевидно, перспективно и применение микробаллонов и химических методов аэрации с установкой подпорных насосов.  [5]

При перекачке из насоса в насос жидкость, с предыдущей станции поступает непосредственно в насос последующей. Этот способ применяют при перекачке нефти центробежными насосами, он позволяет использовать подпор предыдущей насосной станции на приеме насосов последующей и тем самым исключить установку подпорных насосов.  [6]

При перекачке из насоса в насос жидкость с предыдущей станции поступает непосредственно в насос последующей. Этот способ применяют при перекачке нефти центробежными насосами, он позволяет использовать подпор предыдущей насосной станции на приеме насосов последующей и тем самым исключить установку подпорных насосов.  [7]

Требуемое значение перепада давления на выкидной линии скважины-донор АРУ является основным управляющим параметром процесса межскважинной перекачки. Расчетное значение ДРУ может быть положительным - в этом случае требуется снижение давления; и отрицательным - в этом случае требуется подпор. Проблема излишнего требуемого подпора решается: ( 1) сменой скважинного насоса на более мощный; ( 2) снижением сопротивления в системе МСП путем проведения раскрывающей обработки призабойной зоны ( ОПЗ) в скважине-донор; ( 3) путем произведения ОПЗ в нагнетательных скважинах; ( 4) путем установки наземного подпорного насоса на выкидной линии скважины-донор; ( 5) путем установки подпорного насоса на приемной линии критичной нагнетательной скважины.  [8]

Требуемое значение перепада давления на выкидной линии скважины-донор АРУ является основным управляющим параметром процесса межскважинной перекачки. Расчетное значение ДРУ может быть положительным - в этом случае требуется снижение давления; и отрицательным - в этом случае требуется подпор. Проблема излишнего требуемого подпора решается: ( 1) сменой скважинного насоса на более мощный; ( 2) снижением сопротивления в системе МСП путем проведения раскрывающей обработки призабойной зоны ( ОПЗ) в скважине-донор; ( 3) путем произведения ОПЗ в нагнетательных скважинах; ( 4) путем установки наземного подпорного насоса на выкидной линии скважины-донор; ( 5) путем установки подпорного насоса на приемной линии критичной нагнетательной скважины.  [9]

Соединение центробежных насосов на НС в большинстве случаев последовательное, что определяется основными характеристиками насосов. Обвязка насосов должна обеслечиЕзать работу НС при выходе в резерв любого из агрегатов. На головных станциях предусматривается установка подпорных насосов, обеспечивающих бескавитационную работу основных насосов. Подпорные насосы в зависимости от их характеристик могут быть соединены как последовательно, так и параллельно.  [10]

Применяются три способа перекачки: постанционный, с подключенным резервуаром, из насоса в насос. При постанционной перекачке головная или промежуточная насосные станции закачивают нефть в емкость последующей станции, а откачка нефти ведется из другого резервуара. Основным недостатком этого способа является потеря нефтепродукта в резервуарах за счет испарения. При перекачке с подключенным резервуаром жидкость с подающей насосной поступает непосредственно на насосы последующей станции. Подключенный параллельно к трубопроводу резервуар служит для соседних станций буфером, сглаживающим их несогласованную работу. При таком способе перекачки трубопровод продолжает работать даже при повреждении какого-либо участка. При перекачке из насоса в насос нефть с предыдущей станции поступает непосредственно в насос последующей. Резервуары на промежуточных станциях отсутствуют, что предотвращает потери нефтепродукта от испарения. Кроме того, этот способ перекачки позволяет использовать подпор предыдущей станции и избежать тем самым установки подпорных насосов.  [11]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Подпорная насосная станция - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Подпорная насосная станция

Cтраница 1

Подпорная насосная станция предназначена для забора нефти из магистрального нефтепровода или резервуарного парка и для подачи ее в магистральную насосную с напором до 90 м с целью обеспечения бескавитационной работы магистральных насосов. В зависимости от числа магистральных насосов в работе находится от одного до трех подпорных насосов.  [1]

К основным системам относятся подпорные насосные станции, резервуарные парки. К вспомогательным - котельные, водонасосные, насосные автоматического пожаротушения, охранная сигнализация, трансформаторные подстанции, канализационные насосные.  [2]

В состав сооружений головной НПС всегда входят резер-вуарный парк и подпорная насосная станция, совмещенная с основной насосной или расположенная в отдельном здании. Подпорная насосная служит для подачи жидкости на вход основных насосов, так как при откачке из безнапорных резервуаров основные насосы не в состоянии вести откачку без предварительного создания давления жидкости на их входе. На многих трубопроводах, находящихся в эксплуатации, промежуточные насосные станции также имеют емкости для нефти или нефтепродуктов и ведут откачку из этих емкостей.  [3]

В соответствии с назначением упомянутых станций в состав сооружений головной насосной всегда входят резервуарный парк и подпорная насосная станция, совмещенная с основной насосной или расположенная в отдельном здании. Подпорная насосная служит для подачи жидкости на вход основных насосов, так как при откачке из безнапорных резервуаров основные насосы не в состоянии вести откачку без предварительного создания давления жидкости на их входе. На многих трубопроводах, находящихся в эксплуатации, промежуточные насосные станции также имеют емкости для нефти или нефтепродуктов и ведут откачку из этих емкостей.  [4]

Вертикальные подпорные насосы по сравнению с НМП имеют некоторые преимущества. Отсутствие необходимости строить громоздкие заглубленные подпорные насосные станции позволяет значительно уменьшить капитальные затраты. Насосы типа НМПв имеют 1500 об / мин.  [5]

Вертикальные подпорные насосы по сравнению с НМП, имеют некоторые преимущества. Отсутствие необходимости строить громоздкие заглубленные подпорные насосные станции позволяет значительно уменьшить капитальные затраты. Эти насосы могут быть расположены ближе к резервуарному парку, что снижает гидравлические потери и улучшает всасывание.  [6]

На центральной платформе были установлены две автономные автоматизированные системы, одна из которых обеспечивала управление разработкой и контроль за добычей нефти, а вторая - безаварийную эксплуатацию магистральных нефте-и газопроводов. Системы контролируют состояние подпорных насосных станций и положение входных и выходных задвижек на всех платформах вдоль трубопроводов; состояние устройств для запуска и приемки очистных скребков на эксплуатационных платформах и станциях системы перекачки; состояние скважин, давление на устье и в трубопроводах, дебит нефти и газа; положение задвижек скважин на каждой из эксплуатационных платформ; суммарную добычу за сутки по каждой платформе и в целом по комплексу; температуру нефти на входе и выходе подпорных насосных станций; давление; положение задвижек; текущий объем откачиваемой нефти; превышение температуры сверх допустимой в ответственных узлах насосных и компрессорных станций; запуск и прием скребков с подачей информации на телеэкраны и одновременной ее записью с помощью печатающих устройств; запуск и остановку насосных и компрессорных станций, поддержание заданного давления на их приеме и выкиде; изменение состояния задвижек подводных трубопроводов; состояние газопроводов и поддержание необходимого давления в них; остановку и пуск в эксплуатацию всех платформ или подпорных станций за исключением терминала Эмден.  [7]

НПС современного магистрального трубопровода - сложный технологический комплекс, состоящий из основных и вспомогательных систем, которые обеспечивают бесперебойное проведение операций перекачки нефти и нефтепродуктов. К основным сооружениям относятся подпорные насосные станции, резервуар-ные парки. К, вспомогательным системам относится - котельные, водонасосные, насосные автоматического пенотушения, ох -, ранная сигнализация, трансформаторные подстанции, дизельные подстанции, канализационные насосные.  [8]

Наклонную линию профиля давления, которая характеризует также градиент давлений, следует провести, начиная от ftmax, нанесенной на линию ординат в точке К, до пересечения ее с кривой профиля местности. Это и будет точка / /, где необходимо устанавливать первую подпорную насосную станцию. Затем / гтах следует нанести на линию ординат в данной точке и повторять последовательно эту графическую операцию до тех пор, пока линия профиля напора от последней станции пересечет кривую профиля местности в точке V или за ней.  [9]

На центральной платформе были установлены две автономные автоматизированные системы, одна из которых обеспечивала управление разработкой и контроль за добычей нефти, а вторая - безаварийную эксплуатацию магистральных нефте-и газопроводов. Системы контролируют состояние подпорных насосных станций и положение входных и выходных задвижек на всех платформах вдоль трубопроводов; состояние устройств для запуска и приемки очистных скребков на эксплуатационных платформах и станциях системы перекачки; состояние скважин, давление на устье и в трубопроводах, дебит нефти и газа; положение задвижек скважин на каждой из эксплуатационных платформ; суммарную добычу за сутки по каждой платформе и в целом по комплексу; температуру нефти на входе и выходе подпорных насосных станций; давление; положение задвижек; текущий объем откачиваемой нефти; превышение температуры сверх допустимой в ответственных узлах насосных и компрессорных станций; запуск и прием скребков с подачей информации на телеэкраны и одновременной ее записью с помощью печатающих устройств; запуск и остановку насосных и компрессорных станций, поддержание заданного давления на их приеме и выкиде; изменение состояния задвижек подводных трубопроводов; состояние газопроводов и поддержание необходимого давления в них; остановку и пуск в эксплуатацию всех платформ или подпорных станций за исключением терминала Эмден.  [10]

Промежуточные перекачивающие станции размещают по трассе трубопровода в соответствии с гидравлическими расчетами всей трассы. Средняя величина длины перегона между станциями для первой очереди ввода в эксплуатацию составляет 100 - 200 км, для второй очереди - 50 - 100 км. В составе технологических сооружений промежуточных перекачивающих станций отсутствуют резервуарный парк, подпорная насосная станция и узел учета.  [12]

Если по трубопроводу на протяжении всей его эксплуатации транспортируется продукция одного, относительно хорошо изученного нефтедобывающего района, желаемую годовую пропускную способность трубопровода можно определить, исходя из плана добычи нефти. Поступая так, следует, однако, учитывать, что экономика указанной системы может быть изменена за счет монтажа подпорных насосных станций на ограниченный период времени ( на несколько лет), в частности, на период максимальной добычи нефти на промысле. По истечении этого периода насосные станции могут быть демонтированы и перемещены в другое место, где в них возникнет надобность. В последующем обстановка может быть осложнена другими факторами, например, если в данном районе будет открыто новое месторождение нефти, продукцию которого необходимо транспортировать по существующему трубопроводу.  [13]

Магистральные нефтепроводы предназначены для транспорта нефти из районов ее добычи в морские, речные, железнодорожные пункты налива и на нефтеперерабатывающие заводы, а магистральные нефтепродуктопроводы - для транспорта нефтепродуктов из районов их производства до наливных станций или баз, расположенных в местах потребления. На магистральных нефте - и нефтепродуктопроводах строят насосные перекачивающие станции ( НПС) двух видов: головные и промежуточные. Головные станции располагаются в начале трубопровода и служат для перекачки нефти или нефтепродуктов из резервуарных парков в магистральный трубопровод. Промежуточные станции предназначены для повышения давления перекачиваемых продуктов в магистральном трубопроводе. В соответствии с назначением указанных станций в состав сооружений головной НПС всегда входят резервуарный парк и подпорная насосная станция, совмещенная с основной насосной или расположенная в отдельном здании. Подпорная насосная служит для подачи жидкости на вход основных насосов, так как при откачке из безнапорных резервуаров основные насосы не могут работать без предварительного создания давления жидкости на их входе.  [14]

В состав этих станций, кроме основной высоконапорной насосной, входит подпорная насосная. Иногда обе насосные объединены в одном помещении, но разделены по группам. Головная НПС имеет большой резервуарный парк. Состав сооружений промежуточных перекачивающих станций мало отличается от состава головных. Основное отличие состоит в том, что резервуарные парки на промежуточных НПС обычно отсутствуют. Также зачастую отсутствуют и подпорные насосные станции. Соответственно, объем и число вентиляционных систем уменьшаются.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Каталог Центробежные нефтяные магистральные и подпорные насосы [IMAGE]

Учебник для ВУЗов, 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1988. — 368 с. Приведены технологические расчёты магистральных газо- и нефтепроводов. Рассмотрена перекачка нефти в смеси с разбавителями, с поверхностно-активными веществами, перекачка нестабильного конденсата и широкой фракции лёгких углеводородов. Обоснование строительства и изыскания трасс магистральных...

  • 7,16 МБ
  • дата добавления неизвестна
  • изменен 24.10.2016 03:35

Учебное пособие. — Уфа: Изд-во Уфимского нефтяного института (УНИ), 1988. — 116 с. В учебном пособии рассмотрены вопросы эксплуатации магистральных центробежных насосов, предназначенных для перекачки нефтей и нефтепродуктов. Рассмотрены вопросы гидродинамики, кавитации, режимов работы магистральных центробежных насосов. Отражены особенности работы этих насосов на жидкостях,...

  • 2,72 МБ
  • дата добавления неизвестна
  • изменен 26.04.2017 22:46

СПб.: Недра, 2008. — 488 с. ISBN 978-5-940089-112-3 Рассматриваются состояние и перспективы развития трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа в России, порядок проектирования магистральных трубопроводов, вопросы их технологического расчета при транспортировке газа и маловязких нефтей, последовательной перекачке нефтепродуктов, транспортировании высоковязких и...

  • 13,80 МБ
  • добавлен 03.05.2012 08:09
  • изменен 03.05.2012 13:01

Тематика: «Трубопроводный транспорт нефти и газа» Источник: Кафедра «Транспорт и хранение нефти и газа» Уфимского государственного технического университета В книге описан порядок технологического расчета магистральных нефтепроводов и газопроводов. Так же рассмотрены некоторые вопросы эксплуатации. История, современное состояние и перспективы развития трубопроводного...

  • 564,53 КБ
  • дата добавления неизвестна
  • изменен 12.11.2009 19:55

Учебное пособие для вузов. — Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2002. — 658 с. В книге приведены краткие сведения о свойствах нефти и нефтепродуктов, справочные данные о резервуарах, цистернах и танкерах. Рассмотрен порядок расчёта вместимости резервуарных парков нефте- и нефтепродуктопроводов, а также нефтебаз. Даны характеристики нефтяных центробежных и шестеренных насосов. Приведены...

  • 236,84 МБ
  • добавлен 14.03.2012 23:33
  • изменен 27.01.2018 03:04

Учебник для вузов. — М.: Недра

www.twirpx.com

Насосы магистральных нефтепроводов — МегаЛекции

Основным насосным оборудованием вновь строящихся и находящихся в эксплуатации нефтепроводов являются центробежные нефтяные магистральные и подпорные насосы. Магистральные насосы предназначены для транспортирования по магистральным трубопроводам нефти и нефтепродуктов температурой до 80° С, кинематической вязкостью не более 3 см2/сек, содержащих не более 0,05 об. % механических примесей. Центробежные магистральные насосы типа НМ изготовляют по ГОСТ 12124-87. Магистральные нефтяные насосы по конструкции делятся на две группы: секционные и спиральные. Насосы с подачей до 1250 м3/ч - секционные многоступенчатые; с подачей 1250 м3/ч и выше - спиральные одноступенчатые. Подпорные нефтяные насосы, предназначенные для перекачивания нефти от емкостей к магистральным насосам, создают необходимый подпор для обеспечения бескавитационной работы магистральных насосов. Подпорные насосы работают по параллельной схеме. Насосы - центробежные спиральные горизонтальные, состоят из корпуса, ротора, узлов торцовых уплотнений и подшипниковых опор. Корпус насоса литой; имеет горизонтальный разъем. Всасывающий и напорный патрубки расположены горизонтально в нижней части корпуса, что позволяет разбирать насос без демонтажа основных трубопроводов. Ротор представляет собой самостоятельный узел; состоит из вала, рабочего колеса и втулок. Рабочее колесо - сварно-литое, двустороннего входа. Опорами ротора служат подшипники скольжения с принудительной смазкой. Концевые уплотнения ротора - торцового типа, рассчитанные на давление до 25 кг/см2. Корпус насоса рассчитан на рабочее давление до 64 кг/см2, что обеспечивает возможность последовательного соединения трех одновременно работающих насосов на нефтеперекачивающей станции. Направление вращения ротора - по часовой стрелке, если смотреть со стороны электродвигателя. Привод насоса - от электродвигателя через зубчатую муфту. Насос и электродвигатель устанавливают на отдельных фундаментных рамах. Для обеспечения взрывобезопасности электродвигатель отделяют от насоса стеной, в которой имеется проем размером 2000x1500 мм для возможности их соединения. Насосы оснащены системой автоматического управления, контроля, защиты и сигнализации. Для магистральных насосов с подачей от 2500 до 10 000 м3/ч допускается применение сменных роторов на подачи 0,5 или 0,7 от номинальной, что обеспечивает более экономичную работу насосов на первых стадиях освоения нефтепроводов (при неполной их загрузке). Кроме того, для насоса НМ 10000-210 дополнительно изготовляют ротор на подачу 12 500 м3/ч. Насос НМ 1250-260 комплектуют одним сменным ротором на подачу 900 м3/ч. Для расширения области применения насосов допускается изменение подачи и напора в пределах рабочей зоны, указанной на характеристиках насосов. Допускается также изменение подачи и напора насосов в результате обточки рабочих колес по наружному диаметру, но не более чем на 10% из-за возможного значительного снижения к. п. д. насоса.

2.Технологический расчет.

Исходные данные:

;

;

.

Находим секундную производительность трубопровода:

.

Диаметр нефтепровода можно рассчитать по следующий формуле:

D = = = 0.74м.

По ГОСТу выбираем диаметр D=820 мм.

Пересчитаем скорость движение нефти относительно выбранного диаметра:

= = 0,682 м/c.

По ориентировочным параметрам магистральных нефтепроводов выбираем для данный производительности расчетное рабочее давление трубопровода. Оно нужно для определение толщины стенки нефтепровода. Выбираем рабочее расчетное давление Р=5,2МПа.

Теперь можно определить толщину стенки трубопровода:

.

Где : n-коэффициент надежности трубы по нагрузки. Для подземных магистральных трубопроводов n=1,15.

-расчетное сопротивление металла труб растяжению и cжатию.нефтяной трубопровод насосный гидравлический

(МПа).

 

Где -нормативное сопротивление растяжению сжатию металла труб, оно равна значению временного сопротивления, то есть .

МПа.

m- коэффициент условий работы трубопровода, для линейных участков m=0,9.

-коэффициент надежности по материалу,(для стальных труб =1,45).

- коэффициент надежности по назначению трубопровода,(выбираем из справочника = 1.

=366 МПа.

.

0мм.

 

Определяем фактическую скорость движение нефти:

Находим режим движение нефти по трубопроводу:

Re = = = 11200.

Находим переходное число Re:

.

-относительная шероховатость.

= 0.00037.

Получили Re < поэтому коэффициент гидравлического сопротивления λ определяем по формуле Блайзиуса:

= = 0.0307.

Теперь определяем потери напора по длине трубопровода:

=

Определим расчетный напор одной станции:

Определяем количество необходимых насосных станций:

Где -запас напора на предыдущий станций. Он необходим для того чтобы нефть дойдя до следующий станций могла пройти по технологическим трубопроводам и заполнить резервуар. Принимаем h=30мм.

n = = 6шт.

Для подбора насосного оборудования к нефтепроводу определяем часовую производительность нефтепровода.

.

Из каталога применяемых на нефтепроводах насосов выбираем НМ 1250-260.

Определяем количество необходимых насосов на одной станций.

Для этого определяем необходимы напор одной станций. Н=602м.

Количества насосов определяем по следующей формуле:

 

3 шт.

 

Таким образом выбираем 3 последовательно включенных насоса на одной станций.

В результате гидравлического расчета установлено что на каждой насосной станции будет по 3 насоса. В процессе эксплуатации нам необходимо устанавливать на каждой станции по одному резервному насосу. Выбираем подпорный насос для ГНПС. Подача ПН должно быть равна подачей МН. Из этого условия выбираем подпорный насос.

Выбираем подпорный насос марки НПВ 1250-60.

Таблица 2.1. - Паспортные характеристики насоса НМ 1250-260 (напор, допускаемый кавитационный запас, КПД указаны для воды кинематической вязкостью 1·10-6м2/с) .

 

Подача 1250м3/с
Напор 260 м
Частота вращения 3000 об/мин
КПД насоса 81 %
Допуск. кавитац. запас 18 м

 

Для построения графических характеристик зависимостей напора и коэффициента полезного действия насоса от расхода воспользуемся аналитический выражением этих характеристик, которые имеют вид:

;

.

где Н0, а, b, c0, c1, c2 - эмпирические коэффициенты.

Для насоса НМ 1250-260 коэффициенты равны:

Hо=331м; a=0; b=0,451*10-4; c0=0,0151; c1=0,0004; c2=-4,57*10-8.

Для подачи Q =1296 м3/час Н1н= 260 м, η = 80%. Для трех последовательно включенных насосов Нн = 602 м.

Таблица 2.2. Данные для построения графических характеристик зависимостей напора и коэффициента полезного действия насоса НМ 1250-260 от расхода.

Q, м3/ч
Нн, м 317,7
Ƞ, % 1,51 33,1 53,4 66,6 73,1 77,6 78,9 77,6

 

Рисунок 2.1. - Графическое выражение характеристик НМ1250-260.

Коэффициент быстроходности определяем по формуле:

=157.

Рекомендуемые страницы:

Воспользуйтесь поиском по сайту:

megalektsii.ru