Пояснительная записка (1233065), страница 3

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 3)

Продолжение таблицы 1.5

Конструкция электродвигателя этого типа исключает такие факторы, как появление искр, образование электрической дуги или горячих участков на любых внутренних и внешних частях машины во время эксплуатации (включая ситуации пуска и блокировки ротора), которые могут привести к повышению температуры до уровня самовозгорания окружающей взрывоопасной среды.

Это обеспечивается принятием конструктивных мер или выбором размеров и в основном касается:

– заданных минимальных значений путей утечек и зазоров;

– использования изоляционных материалов с защитой от поверхностного пробоя;

– скругления острых углов, на которых может возрастать напряженность электростатического поля;

– обеспечения надежного крепления электрических и механических сборочных узлов;

– минимальных зазоров между неподвижными и вращающимися частями (например, воздушных зазоров, вентиляции и т. д.);

– пределов повышения температуры с учетом блокировки ротора, нормальной работы, случайного механического опрокидывания электродвигателя при наиболее неблагоприятных тепловых условиях, т.е. тогда, когда тепловое равновесие машины достигается во время работы.

Защита Ex p предотвращает проникновение взрывоопасной среды внутрь корпуса электродвигателя за счет принятия следующих мер:

– Защита Ex p основана на продувке под избыточным давлением корпуса чистым воздухом или инертным газом;

– Необходимо продувать корпус перед пуском и поддерживать в нем повышенное давление во время работы;

– Максимальная температура внутренней и внешней поверхностей электродвигателя не должна превышать класс температуры, для которого сертифицирован данный электродвигатель;

– В корпусе электродвигателя не допускается образование электрической дуги или искр.[4]

На рисунке 1.7 представлена конструкция электродвигателя.

Рисунок 1.7 – Конструкция электродвигателя

1 – Корпус статора; 2 – Щиток подшипника; 3 – Винты для крепления щитка подшипника; 4 – Щиток подшипника; 5 – Винты для крепления щитка подшипника; 6 – Ротор с валом; 7 – Шпонка; 8 – Соединительная коробка для кабелей питания; 9 – Центральная часть; 10 – Винты для крышки соединительной коробки; 11 – Наружный кожух подшипника; 12 – Тарелка клапана с лабиринтным уплотнением; 13 – Подшипник; 14 – Внутренний кожух подшипника; 15 – Винты для кожуха подшипника; 16 – Наружный кожух подшипника; 17 – Тарелка клапана с лабиринтным уплотнением; 18 – подшипник; 19 – Внутренний кожух подшипника; 20 – Пружина; 21– Винты для кожуха подшипника; 22 – Вентилятор; 23 – Кожух вентилятора; 24 – Винты для кожуха вентилятора; 25 – Паспортная табличка; 26 –Табличка с указаниями по смазке; 27 – Вспомогательная распределительная коробка; 28 – Ниппель для смазки; 29 – Ниппель для смазки; 30 – Ниппель SPM; 31 – Ниппель SPM; 32 – Дополнительная идентификационная табличка.

При проектировании нефтепровода нужно ответственно подойти к выбору энергетического оборудования на НПС. Энергетическое оборудование является основой всей нефтеперекачивающей системы, при не правильном выборе оборудования будет происходить износ всей нефтеперекачивающей системы, что может привести к аварийным случаям на нефтепроводе и нефтеперекачивающих станций.

2 Методика расчета характеристик энергетического оборудования

2.1 Режимы работы

В качестве объекта для исследований выбрана нефтеперекачивающая компания ООО «Транснефть – Дальний Восток» на примере тридцать шестой нефтеперекачивающей станции. Насосная станция оборудована основными последовательно соединенными магистральными насосами типа НМ 7000/0,6 – 250в – 3 – С с приводом от синхронного Siemens типа 1DX1526 – 8BE01 – Z и гидромуфтой Voith Turbo SLV 715.

Основным параметром, характеризующим работу магистрального нефтепровода, является его производительность. Существует большое число факторов, влияющих на работу системы "насосная станция - трубопровод" и, следовательно, на колебания производительности нефтепровода. Среди них есть факторы, которые зависят от параметров и технического состояния магистрального нефтепровода, от управленче­ских действий специалистов. Кроме того на производительность нефтепроводов влияют объемы добычи нефти, ценовая политика, экономическая ситуация и т.п. Изменение производительности неизбеж­но, поскольку невозможно устранить воздействие на нее многочисленных факторов. Колебания производительности затрудняют эксплуатацию нефтепроводов, приводят к увеличению себестоимости перекачки, уменьшают надежность работы нефтепровода. Особенно отрицательно сказывается неравномерность перекачки на расходе электроэнергии.

Колебания производительности приводят к тому, что нефтепровод работает на режимах, отличающихся от номинального и, следовательно, в зоне более низких КПД насосов. Возникает необходимость непрерыв­ного регулирования режимов работы нефтепроводов с целью улучшения экономических показателей их работы.[5]

Пути и способы регулирования режимов работы:

1. Методы регулирования, связанные с изменением параметров насосной станции:

– отключение насосной станции;

– отключение насосов;

– изменение параметров насосной характеристики: обточка колес по наружному диаметру, применение сменных роторов;

– изменение частоты вращения ротора насоса.

2. Методы регулирования, связанные с изменением параметров нефтепровода:

– дросселирование потока;

– перепуск части перекачиваемой жидкости из напорной линии во всасывающую.

Также существует суммарная характеристика параллельно и последовательно соединенных насосов. Для определения суммарной напорной характеристики нескольких параллельно работающих насосов складываются абсциссы характеристик H(Q). При параллельном соединении производится сложение (подачи насосов), соответствующих одинаковым расходам, а при последовательном соединении производится сложение ординат (напоров насосов), соответствующих одинаковым расходам.

На рисунках 2.1 и 2.2 изображены схемы суммарных характеристик H(Q) последовательного и параллельного соединения насосных агрегатов.

Рисунок 2.1 – Суммарная характеристика H(Q) параллельно соединенных насосов: 1 – одного насоса; 2 – двух насосов; 3 – трех насосов.

Рисунок 2.2 – Суммарная характеристика H(Q) последовательно соединенных насосов: 1 – одного насоса; 2 – двух насосов; 3 – трех насосов.

Напорная характеристика (h) магистрального насоса может быть описана уравнением параболы:

, (2.1)

где: а и b – коэффициенты, определяемые по заводской характеристике насоса;

Q – подача насоса, м³/ч .

При параллельном соединении p однотипных насосов их суммарная напорная характеристика имеет вид:

При последовательном соединении s однотипных насосов аналитическая

зависимость суммарной напорной характеристики может быть представлена в виде:

, (2.3)

В настоящее время в нашей стране принята схема последовательного соединения магистральных насосных агрегатов на насосной станции, то есть каждый агрегат является полнопроходным, пропуская весь поток перекачиваемой жидкости. Однако за рубежом еще в пятидесятых годах приступили к производству высоконапорных центробежных насосов, позволяющих применять параллельную схему соединения насосных агрегатов на насосных станциях магистральных нефтепроводов. К недостаткам параллельной схемы работы насосов относят ухудшение всасывающей способности, характеризуемой величиной допустимого кавитационного запаса. Кроме того, переход на высокие обороты предъявляет повышенные требования к технологии производства высокооборотных насосов, так как увеличение частоты вращения до 6000 об./мин резко уменьшает величину допустимой амплитуды вибрации (20 мкм вместо 50 мкм). Значительно растет общая напряженность основных деталей насосного агрегата, повышаются на порядок требования к точности изготовления и чистоте обработки.

Наибольшее применение в нефтепроводном транспорте в настоя­щее время получили следующие методы регулирования режимов: дросселирова­ние, изменение числа рабочих насосов и насосных станций, изменение частоты вращения ротора насоса, применение сменных роторов и обточка колес.

Последние два метода не обладают достаточной гибкостью и по­этому эффективны в том случае, когда соответствующие режимы работы нефтепровода имеют длительный характер. Наиболее широко исполь­зуемые методы дросселирования и изменения числа работающих насосов являются достаточно мобильными и позволяют оперативно задавать режимы работы в соответствии с меняющейся ситуацией. Сфера их применения и эффективность использования достаточно хорошо изучены как при раздельном применении, так и в сочетании. Даже при условии работы трубопровода по оптимальной схеме регулирование дросселированием и переключением насосов дает значительные потери энергии.

Регулирование изменением частоты вращения ротора насоса по­зволяет путем согласования рабочей характеристики насосов с требуе­мым режимом работы избежать потерь энергии на дросселирование. Наиболее часто для регулирования частоты вращения ротора на­сосов используются следующие приводы:

1) двигатели с изменяемой частотой вращения;

2) специальные регулирующие муфты;

3) преобразователи частоты питающего переменного тока.

Мировой опыт показывает, что средний коэффициент использова­ния нефтепродуктопроводов составляет около 91%, а для нефтепроводов может достигать 99,5%. Следовательно, надежность привода должна быть очень высока.[6]

На примере нефтепроводной системы Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО – 2) на участке от НПС тридцать четыре до НПС тридцать восемь, рассмотрим режимы работы на которых работают магистральные насосные. Данные по режиму работ представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Плановые технологические режимы МН ВСТО – 2

Продолжение таблицы 2.1

Характеристики

Список файлов ВКР