Технологический комплекс для поддержания пластового насоса ППД Козиевского нефтяного месторождения с модернизацией и исследованием конструкции уплотнения ротора подпорного насоса ПВН-2500 (Магистерская работа 12А1)-Курсовая работа-Оборудование для добычи

Технологический комплекс для поддержания пластового насоса ППД Козиевского нефтяного месторождения с модернизацией и исследованием конструкции уплотнения ротора подпорного насоса ПВН-2500 (Магистерская работа 12А1)-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа-Текст пояснительной записки выполнен на Украинском языке вы можете легко его перевести на русский язык через Яндекс Переводчик ссылка на него https://translate.yandex.ru/?lang=uk-ru или с помощью любой другой программы для перевода
4.1 Формирование технического предложения

Техническое предложение относится к насосостроения и может быть использовано в центробежных насосах для перекачивания маловязких жидкостей. Насос ПВН-2500 предназначен для перекачивания воды и других жидкостей, подобных по вязкости и хімічноактивними веществами. Содержание твердых частиц в пере-качуваному среде не более 0,2% по массе и размером не более 0,2 мм. В данном насосном агрегате предусмотрена возможность подачи веществ в крыльчатку насоса с двух сторон. Агрегаты имеют хорошую термальную стойкость и могут применяться для перекачивания воды температурой до 85 градусов или химически активных веществ (например, нефтепродуктов) температурой до 45 градусов.
Целью магистерской работы является повышение надежности и эффективности работы електронасосного агрегата ПВН-2500.

4.2 Выбор и описание технического предложения

Многолетний опыт эксплуатации оборудования на БКНС, анализ причин его отказов, организован мониторинг и ряд диагностических мероприятий позволили сформулировать перечень причин отказов насосного оборудования. Обобщая выводы многих специалистов в открытых публикациях, можно констатировать следующее состояние с насосным оборудованием на БКНС и КНС:
- ненадежная работа насосного оборудования обусловлена также неоптимальными режимами его работы: большинство насосов годами работают на подачах, равных 50-60% номинальных с завышенными давлениями, а на пусковых режимах – на 10-15% нагрузках;
- работа центробежного насоса на недогруженных режимах крайне нежелательна. Мощные обратные токи на входе в рабочее колесо способствуют развитию сильных пульсаційних явлений в проточной части и повышенных вибраций подшипниковых опор. Работоспособность торцовых уплотнений при таких режимах работы исчисляется в лучшем случае часами, а подшипниковых опор – днях;
- коэффициент полезного действия насосов при работе на таких недогруженных режимах на 25-35% ниже номинальных значений, тогда как центробежных насосов приходится на долю 80-90% общего потребления электроэнергии на КНС;
- насосы для нефтеперерабатывающих производств создавались в 40-х.50-х годах прошлого века, предназначались для перекачивания чистых, практически без механических примесей, жидкостей, и до настоящего времени не претерпели существенных изменений конструкции;
- качество изготовления деталей проточной части, в т.ч. корпусов, не обеспечивает безотказную работу насосов, особенно в установках каталитического крекинга, где в перекачиваемой продукте может присутствовать каталізаторна пыль или частицы катализатора;
Необходим системный подход к созданию нового поколения насосного оборудования. Основными задачами для первоочередного решения в этом процессе следует считать следующие:
- просмотр и определение необходимых параметров центробежных насосов под фактические условия работы действующих и вновь проектируемых установок
- выделение "проблемных" насосов в отдельную группу для первоочередных расчетов
- просмотр схемных решений по выбору и компоновке насосных агрегатов. Учитывая, что центробежные насосы не всережимні динамичные машины, а на пусковых режимах установок нужен 10-50% от номинальной подачи насоса, то для обеспечения этих режимов должны быть предусмотрены пусковые насосы на соответствующие параметры.
Разработка новых конструкций насосов на основе применения современных материалов, прогрессивных технологических процессов, последних научно-технических достижений и эксплуатационного опыта мирового насосостроения с унификацией типовых узлов: подшипников, уплотнений, муфт. Традиционно насосы типа ПВН является классической схеме многоступенчатого центробежного насоса, к конструктивным особенностям которого относятся:
- однокорпусна секционная конструкция;
- наличие выносных подшипниковых опор;
- наличие двух концевых уплотнений;
- наличие устройства для разгрузки осевого усилия (как правило, гидропяты).
Во время поддержания пластового давления на Козіївському нефтяном месторождении нередко выходят из строя подпорные насосы. Насосы ПВН-2500 является одноступенчатой центробежной машиной с двусторонним входом жидкости в рабочее колесо и спиральным отводом. Эти насосы часто называют спиральными нефтяными насосами.
Базовая деталь насоса – корпус с горизонтальной плоскостью разъема и лапами, расположенными в нижней части. Нижняя и верхняя части корпуса соединяются шпильками с колпачковими гайками. Горизонтальный разъем корпуса уплотняется паренітовою прокладкой и по контуру закрывается щитками. Входной и напорный патрубки расположены в нижней части корпуса и направлены в противоположные стороны. Присоединение входного и напорного патрубков в технологических трубопроводов выполнено с помощью сварки. Двусторонний подход жидкости к рабочему колесу с ущідьнюючими кольцами и двозавитковий спиральный отвод жидкости от рабочего колеса обеспечивают выравнивание гидравлических осевых и радиальных сил, возникающих в насосе.
Ротор насоса состоит из вала с посаженным на него рабочим колесом, защитными втулками, дистанционными кольцами и крепіжними деталями. Правильная установка ротора в корпусе в осевом направлении достигается подгонкой толщины дистанционного кольца. Направление вращения ротора – по часовой стрелке если смотреть со стороны привода. Опорами ротора служат подшипники скольжения. Центровки ротора насоса в корпусе осуществляется перемещением корпуса подшипников с помощью регулировочных винтов, после чего корпуса подшипников штифтуються.
Смазывании подшипников принудительное. Количество масла, подводимого к подшипникам регулируется с помощью дроссельных шайб, которые устанавливаются на подводе масла к подшипникам. В случае аварийного отключения электроэнергии для подачи масла к шейкам вала предусмотрено смазывая кольца.
Осевое усилие ротора воспринимают два радиально-упорных шарикоподшипника.

Рисунок 4.1 – Разрез спирального нефтяного насоса типа ПВН-2500
1 – нижняя часть корпуса насоса; 2 – зубчатая муфта; 3 – вал ротора насоса;
4 – верхняя часть корпуса насоса; 5,6 – защитные втулки ротора насоса; 7 – рабочее колесо; 8 – подшипники скольжения; 9 – радиально-упорные подшипники; 10 – торцевые уплотнения ротора.
Концевые уплотнения ротора-механические, торцевые, гидравлически разгружены.
Конструкция торцевого уплотнения позволяет разборка и сборка насоса без демонтажа крышки насоса и корпуса подшипников. Герметизация торцевых уплотнений обеспечивается за счет плотного прилегания неподвижного кольца до кольца вращающегося за счет гидростатического давления жидкости. Соединение концов валов насоса и двигателя осуществляется с помощью зубчатой муфты . При использовании в качестве привода двигателя в обычном исполнении насос и двигатель устанавливаются в изолированных друг от друга помещениях.
Изоляция помещения осуществляется с помощью воздушной завесы, которая образуется в щілинному зазоре между зубчатой втулкой электродвигателя и воздушной камерой при подаче в камеру сжатого воздуха. Минимальный перепад давления между воздушной камерой и помещением насосной – 0,02 м.
В качестве привода насоса могут быть использованы двигатели:
синхронный в обычном исполнении типа СТД – 2;
синхронный во взрывозащищенном исполнении типа СТДП – 2;
асинхронный во взрывозащищенном исполнении типа АТД – 2.
Маслоустановка комплектуется одна на четыре электронасосных агрегата и предназначена для обеспечения смазкой подшипников насоса и двигателя. На четыре электронасосных агрегата поставляется блочная система автоматики и контрольно-измерительных приборов нефтеперекачивающих станций. Автоматика и контрольно-измерительные приборы предназначены для обеспечения работы станции без постоянного дежурного персонала и централизации управления технологическим оборудованием нефтяной станции магистрального нефтепровода с возможностью дистанционного управления по каналам телемеханики.
Для повышения экономичности работы насосов при поэтапном вводе в эксплуатацию трубопроводов или при работе трубопроводов с неполной загрузкой для магистральных спиральных насосов предусматривается использование сменных роторов. Сменный ротор в большинстве случаев имеет такой же диаметр колеса, что и основной ротор, но другую ширину рабочего колеса. Практически конструкторы создают новое колесо со своими характеристиками, которое может быть смонтировано внутри корпуса базового насоса.
В основу модернизации положено решение задачи повышения надежности и эффективности работы електронасосного агрегата ПВН-2500.
Согласно модернизации эта задача решается за счет использования торцевых (механических уплотнений ротора насоса).
4.3 Сравнение модернизированного (разработанного) объекта с прототипом

Поиски в направлении повышения эксплуатационной надежности привели к созданию модернизированного подпорного насоса ПВН-2500. В качестве уплотнения ротора подпорного электронасоса ПВН-2500 для исключения значительных подтеканий вала, предлагается использовать багатопружинне торцевое безсильфонне одинарное уплотнение.
Это наиболее распространенный тип торцевого уплотнения. Эти уплотнения были незначительно изменены для обеспечения буферной системы промывки уплотнений и могут быть сбалансированы, чтобы выдерживать высокие давления среды. Рекомендуется применять для неагрессивных и агрессивных жидкостей с удовлетворительными смазывающими свойствами, когда стоимость не превышает стоимости двойного торцевого уплотнения.
Торцевое уплотнение – это устройство, которое образует вращающееся уплотнение между подвижной и неподвижной частями. Они были разработаны для устранения недостатков сальниковой набивки. Утечка может быть снижена до уровня соблюдения экологических стандартов государственных регулирующих органов и расходы на техническое обслуживание и ремонт также могут быть снижены.
Преимущества торцевого уплотнения по сравнению с обычной сальниковой набивкой:
1. Отсутствие или ограниченный утечка перекачиваемой жидкости;
2. Уменьшение трения и потери мощности насоса;
3. Уменьшается износ вала или втулки;
4. Сокращение расходов на обслуживание;
5. Возможность использования при более высоких давлениях и более агрессивных жидкостях;
6. Широкое разнообразие конструкций позволяет использовать торцевые уплотнения почти во всех насосах.
4.4 Результаты реализации технического предложения

Среда, уплотняется и может просачиваться через торцевое уплотнение в двух направлениях: между подвижным и неподвижным кольцами и через щель между подвижным кольцом и валом. Это незначительное просачивание, и служит для своеобразного смазки и охлаждения жидкостью рабочих поверхностей подвижного и неподвижного колец торцевого уплотнения. Багатопружинне торцевое безсильфонне уплотнение использовано при модернизации електронасосного агрегата ПВН-2500 приведены на рисунке 4.1

Рисунок 4.1 – Багатопружинне торцевое уплотнения безсильфонне
1 – установочный болт для крепления к валу; 2 – уплотняющий материал из эластомера; 3 – штифт для передачи вращения на валу подвижное кольцо; 4 – подвижное кольцо; 5 – неподвижное кольцо; 6 – уплотняющий материал из эластомера; 7 – задняя стенка корпуса насоса; 8 – штифт для предотвращения вращения неподвижного кольца; 9 – вал рабочего колеса; 10 – пружины для плотного прилегания подвижного кольца к неподвижному
Основным преимуществом багатопружинного торцевого уплотнения является то, что износ трущихся поверхностей компенсируется перемещением подвижного кольца в осевом направлении под действием пружины. Оно сохраняет герметичность за счет постепенного стирания рабочих колец, в первую очередь мягкого, которое обычно находится в подвижной части. При правильном выборе материала, торцевое уплотнение может работать в течение долгого времени при хорошем состоянии поверхностей, контактирующих и обеспечивают надежную герметизацию.
На рисунке 4.1 изображен неподвижное кольцо 5, которое жестко закреплено к задней стенке корпуса насоса 7. Чтобы между неподвижным кольцом и корпусом насоса не было протечек, используется еластомірний элемент 6. Поскольку кольцо недвижимое, то этот еластомер не испытывает трения подвижным, а как следствие не изнашивается. Ротор насоса проходит внутри неподвижного кольца, но не цепляет его. Это важный момент, так как если бы кольцо и вал контактировали, то между ними не проходила бы жидкость и само по себе кольцо было бы уплотнением. Однако по такому принципу устроены сальниковые или манжетное уплотнение. Сама же эта идея торцевого уплотнения исключает трение между валом и уплотнением. Трение приводит к износу вала и уплотнения и поэтому сальниковые и манжетное уплотнения недолговечны и требуют регулярного осмотра и замены.
Поскольку вал не задевает недвижимое кольцо, то между ними свободно проходила бы жидкость, если бы не второе кольцо, которое вращается 4, и насажено на вал плотно к неподвижному. Поверхность подвижного и неподвижного колец и называется парой трения. Эта пара трения единственный элемент конструкции трется между собой. В зазоре между кольцами, который составляет меньше микрона, образуется очень тонкая пленка жидкости. Она служит для смазки поверхностей трения и препятствует их перегреву.
При увеличении зазора возрастает толщина змазуючої пленки, что приводит к уменьшению трения и, соответственно, к увеличению срока службы уплотнения. В любом случае присутствие змазуючої плавки между двумя кольцами уплотнения приводит к некоторым утечек рабочей жидкости снаружи. При условии параллельности пары трения наблюдается зависимость объема утечек от величины зазора.

4.5 Выводы к разделу “Описание технического предложения”

В разделе “Описание технического предложения” мы сформировали техническое предложение по модернизации насосного оборудования для поддержания пластового давления, заключается в использовании торцевых (механических) уплотнений ротора насоса ПВН-2500. Основным преимуществом багатопружинного торцевого уплотнения является то, что износ трущихся поверхностей компенсируется перемещением подвижного кольца в осевом направлении под действием пружины. Оно сохраняет герметичность за счет постепенного стирания рабочих колец, в первую очередь мягкого, которое обычно находится в подвижной части. При правильном выборе материала, торцевое уплотнение может работать в течение долгого времени при хорошем состоянии поверхностей, контактирующих и обеспечивают надежную герметизацию.
В данном разделе магистерской работы выполнено сравнение торцевого уплотнения с обычной сальниковой набивкой. Следовательно, можно сделать вывод, что внедрение технического решения повлияет на повышение надежности и эффективности работы електронасосного агрегата ПВН-2500.

Данная магистерская работа выполнена на тему: "Технологический комплекс для ППТ Козиевского нефтяного месторождения с модернизацией и исследованием конструкции уплотнения ротора подпорного насоса ПВН-2500".
В первых двух главах приведены назначения и комплектность насосного оборудования предназначенного для поддержания пластового давления.
Разработаны техническое предложение по совершенствованию конструкции подпорного насоса ПВН-2500. Выполнено технико – экономи-ческое обоснование подтверждения целесообразности предлагаемой модернизации.
В пятом разделе приведен комплекс расчетов на прочность, надежность насосного оборудования. Шестой и седьмой разделы охватывают комплекс ремонтных и организационно - технических мероприятий по оборудования предназначенного для поддержания пластового давления.
Восьмой и девятый разделы характеризуют мероприятия по охране труда и безопасности в чрезвычайных ситуациях, охране окружающей среды.
Расчет экономического эффекта от внедрения модернизированной конструкции уплотнения ротора подпорного насоса ПВН-2500 показал целесообразность модернизации.