Магистральный нефтепровод, его основные объекты

ВОПРОС 1. Магистральный нефтепровод, его основные объекты. Насосные станции и линейная часть.

Магистральные нефтепроводы.

 

Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов (при перекачке нефтепродукта иногда употребляют термин нефтепродуктопровод). В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют также бензино-, керосин-, мазутопроводом и т.д.По своему назначению нефте- и нефтепродуктопроводы можно разделить на следующие группы:промысловые — соединяющие скважины с различными объектами и установками подготовки нефти на промыслах;магистральные (МН) — предназначенные для транспортировки товарной нефти и нефтепродуктов (в том числе стабильного конденсата и бензина) из районов их добычи (от промыслов) производства или хранения до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива в цистерны, нефтеналивных терминалов, отдельных промышленных предприятий и НПЗ). Они характеризуются высокой пропускной способностью, диаметром трубопровода от 219 до 1400 мм и избыточным давлением от 1,2 до 10 МПа;технологические — предназначенные для транспортировки в пределах промышленного предприятия или группы этих предприятий различных веществ (сырья, полуфабрикатов, реагентов, а также промежуточных или конечных продуктов, полученных или используемых в технологическом процессе и др.), необходимых для ведения технологического процесса или эксплуатации оборудования.Согласно СНиП 2.05.06 — 85 магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от условного диаметра труб (в мм): 1 — 1000—1200 включительно: II — 500—1000 включительно; III — 300—500 включительно; IУ — 300 и менее Наряду с этой классификацией СНиП 2.05.07 — 85 устанавливает для магистральных нефтепроводов категории, которые требуют обеспечения соответствующих прочностных характеристик на любом участке трубопровода:

Диаметр нефтепровода, мм

до 700

700 и более

Категория нефтепровода при прокладке

подземной

IV

III

наземной и подземной

III

III

Приведенная классификация и категории трубопроводов определяют в основном требования, связанные с обеспечением прочности или неразрушимости труб. В северной природно-климатической зоне все трубопроводы относятся к категории III. Исходя из этих же требований в СНиП 2.05.06 — 85 определены также и категории, к которым следует относить не только трубопровод в целом, но и отдельные его участки. Необходимость в такой классификации объясняется различием условий, в которых будет находиться трубопровод на тех или иных участках местности, и возможными последствиями в случае разрушения трубопровода на них. Отдельные участки нефтепроводов могут относиться к высшей категории В, категории I или II. К высшей категории В относятся трубопроводные переходы через судо- и несудоходные реки при диаметре трубопровода 1000 мм и более. К участкам категории I относятся под- и надводные переходы через реки, болота типов II и III, горные участки, вечномерзлые грунты.К участкам категории II относятся под- и надводные переходы через реки, болота типа и, косогорные участки, переходы под дорогами и т.д.Прокладку трубопроводов можно осуществлять одиночно и параллельно действующим или проектируемым магистральным трубопроводам в техническом коридоре. Под техническим коридором магистральных трубопроводов согласно СНиП 27.05.06—85 понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе. В отдельных случаях допускается прокладка нефте- и газопроводов в одном коридоре.Состав сооружений магистральных нефтепроводов

рис 20.1.

В состав магистральных нефтепроводов входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции и резервуарные парки (рис. 20.1). В свою очередь линейные сооружения согласно СНиП 2.05.06 — 85 включают: трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной нефти) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций, узлами пуска и приема очистных устройств и разделителей при последовательной перекачке, установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопровода, линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов, и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов; противопожарные средства, противоэррозионные и защитные сооружения трубопровода; емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов; постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопровода; пункты подогрева нефти указатели и предупредительные знаки.Основные элементы магистрального трубопровода — сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Как правило, магистральные трубопроводы заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне (например для исключения возможности замерзания скопившейся воды) Для магистральных трубопроводов применяют цельнотянутые илы сварные трубы диаметром 300—1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое может достигать 10 МПа. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи.На пересечениях крупных рек нефтепроводы иногда утяжеляют закрепленными на трубах грузами или сплошными бетонными покрытиями закрепляют специальными анкерами и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной, укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 100—200 мм больше диаметра трубопровода.С интервалом 10—30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.Нефтеперекачивающие станции (НПС) располагаются на нефтепроводах с интервалом 70—150 км. Перекачивающие (насосные) станции нефтепроводов и нефтепродуктопроводов оборудуются, как правило, центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12500 м3/ч. В начале нефтепровода находится головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел разбросанный на большой территории, ГНПС отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода. Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая подаваемое по линии электропередач (ЛЭП) напряжения от 110 или 35 до 6 кВ, котельная, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т.д. Если длина нефтепровода превышает 800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100—300 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования. Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3—1,5 суточной пропускной способности трубопровода. Как головная, так и промежуточные насосные станции с резервуарными парками оборудуются подпорными насосами. Аналогично устройство насосных станций магистральных нефтепродуктопроводов.Тепловые станции устанавливают на трубопроводах, транспортирующих высоко застывающие и высоковязкие нефти и нефтепродукты иногда их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют паровые или огневые подогреватели (печи подогрева) для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены теплоизоляционным покрытием.По трассе нефтепровода могут сооружаться наливные пункты для перевалки и налива нефти в железнодорожные цистерны.Конечный пункт нефтепровода — либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефтебаза, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу.

;

ВОПРОС 2. Классификация НПС, генплан и технол схемы.

План НПС

1-проходная; 2-административный корпус; 3-котельная; 4-гараж; 5-ремонтная мастерская; 6-резервуары с топливом; 7-подземные железобетонные резервуары с водой; 8-водонасосная; 9-склады; 10-электрическая подстанция; 11-пожарное депо; 12-площадка регулирующих устройств; 13-основная насосная; 14-площадка с предохранителями; 15-площадка фильтров; 16-узел учета; 17-подпорная насосная; 18-площадка очистных устройств; 19-резервуары для нефтепродуктов;

КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ И ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНЫХ ОБЪЕКТОВ.

Нефтеперекачивающие (насосные) станции подразделяются на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). Головная нефтеперекачивающая предназначается для приема нефти с установок её подготовки на промысле или из других источников и последующей закачки нефти в магистральный нефтепровод. Промежуточные станции обеспечивают поддержание в трубопроводе напора, достаточного для дальнейшей перекачки. Объекты, входящие в состав ГНПС и ПНПС, можно условно подразделить на две группы: первую – объекты основного (технологического) назначения и вторую – объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения. К объектам первой группы относятся: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учёта нефти с фильтрами; магистральная насосная; узел урегулирования давления и узлы с предохранительными устройствами; камеры пуска и приёма очистных устройств; технологические трубопроводы с запорной арматурой. К объектам второй группы относятся: понижающая электроподстанция с распределительными устройствами; комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции; комплекс сооружений по отводу промышленных и бытовых стоков; котельная с тепловыми сетями; инженерно-лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические мастерские; мастерские ремонта и накладки контрольно-измерительных приборов (КИП); гараж; складские помещения; административно-хозяйственный блок и т.д. На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие технологические операции: приём и учёт нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуарах; внутристанционные перекачки нефти (из резервуара в резервуар); закачка нефти в магистральный трубопровод; пуск в трубопровод очистных и диагностических устройств. На ГНПС может производиться подкачка нефти из других источников поступления, например, из других нефтепроводов или попутных нефтепромыслов. На промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения её дальнейшей перекачки. При работе ПНПС “из насоса в насос” (т.е режиме, при котором конец предыдущего участка нефтепровода подключен непосредственно к линии всасывания насосов следующей НПС) промежуточные НПС не имеют резервуарных парков; в других случаях, когда перекачка ведется через резервуары или с подключенными резервуарами такие парки на ПНПС имеются. На ПНПС устанавливаются также системы сглаживания волн давления и защиты от гидравлических ударов. Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на так называемые эксплуатационные участки с протяженностью 400 – 600 км, состоящие из 3 – 5 участков, разделенных ПНПС, работающих в режиме “из насоса в насос”, и, следовательно, гидравлически связанных друг с другом. В то же время эксплуатационные участки соединяются друг с другом через резервуарные парки, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок может вести перекачку независимо от соседних участков, используя для этого запас нефти своих резервуаров. Для снижения затрат на сооружение НПС используется метод блочно-комплектного или блочно-модульного их исполнения. Главное преимущество этого метода достигается тем, что на территории станций практически отсутствуют сооружения из кирпича, бетона или железобетона. Все оборудование станции, включая автоматику, входит в состав функциональных блоков, монтируется и испытывается на заводе, затем в транспортабельном виде доставляется на строительную площадку. При этом блочно-модульные НПС могут быть открытого типа, т.е насосные агрегаты вместе со всеми системами могут размещаться под навесом на открытом воздухе. От воздействия погодных условий насосные агрегаты защищаются индивидуальными металлическими кожухами с автономными системами вентиляции и подогрева. Такие станции работают при температуре окружающего воздуха от –40 до +50 С. При капитальном ремонте предусматривается замена всего блок-бокса в сборе.

В технологическую схему входят (рисунок 1.1):

- основная насосная;

- подпорная насосная;

- резервуарный парк;

- система откачки утечек нефти;

- система дренажа;

- площадка фильтров-грязеуловителей;

- узел регулирования давления;

- узлы с предохранительными устройствами;

- узел учета нефти;

- камера пуска-приема очистных устройств.

ВОПРОС 3. Состав оборудования насосных станций.

Насосная станция предназначена для перекачки сырой и товарной нефти, очищенных стоков нефти и жидкостей, имеющих сходство по вязкости и химической активности (далее – НПС).

НПС выполнены в виде отдельных блок-боксов транспортного габарита, монтируемых на месте эксплуатации в единое здание. Блоки имеют законченный внутренний электромонтаж приборов и оборудования. В качестве стеновых и кровельных ограждений блок-боксов использованы трехслойные металлические панели с утеплителем.

В состав НПС входят:

насосные блоки (количество и типоразмер насосных агрегатов определяет заказчик);

площадка обслуживания;

кабельная продукция для межблочного монтажа.

По требованию заказчика в состав НПС могут быть включены:

блок аппаратурный с системой управления ЩСУ;

блок распределительного устройства 6 кВ;

блок трансформаторной подстанции;

блок вентиляционной камеры.

НПС оборудована системой контроля и автоматизации работы технологического оборудования, предусматривающей:

работу станции без постоянного присутствия обслуживающего персонала;

ручное местное управление насосами, вентиляторами, электрообогревателями, задвижками;

автоматический контроль технологических параметров насосов, электродвигателей (расход, давление, температура, уровень вибрации, величина тока электродвигателя и другие);

автоматическое срабатывание электрозащит и аварийной сигнализации.

Система автоматики обеспечивает автоматический учет, контроль и передачу на диспетчерский пункт следующих параметров:

давление перекачиваемой жидкости на входе и выходе каждого насоса;

температуру перекачиваемой жидкости;

учет потребляемой электроэнергии;

состояние задвижек на входе /откр.- закр./;

состояние задвижек на выходе/откр-закр./;

состояние всех электродвигателей /вкл – выкл./;

состояние основных и резервных насосных агрегатов /вкл.- выкл./;

положение входных дверей /откр. – закр./;

температуру воздуха в помещении;

сигнал перемещения допустимого уровня загазованности.

вибрации насосного агрегата.

Система автоматики обеспечивает защиту насосных блоков от:

падения давления перекачиваемой жидкости на входе;

падения и превышения давления перекачиваемой жидкости на выходе;

превышения потребляемой мощности и тока;

перегрева двигателя.

При возникновении указанных неисправностей в любом насосном блоке система автоматики отключает неисправный блок и включает резервный.

ВОПРОС 4. Основное и вспомогательное оборудование НПС.

Назначение и состав НПС с емкостью

Перекачивающая насосная станция с емкостью предназначена для приема нефти и перекачки ее из емкости в магистральный нефтепровод.

Нефтеперекачивающая станция ____________ введена в эксплуатацию в _______ году, является структурным подразделением ОАО МН ___________ и представляет собой комплекс сооружений и устройств для перекачки нефти по магистральному нефтепроводу __________ на участке ____________.

Проект нефтеперекачивающий станции разработан ______________________________.

В состав НПС входят:

- резервуарный парк;

- подпорная насосная;

- насосная станция с магистральными насосными агрегатами и системой смазки, охлаждения и откачки утечек;

- фильтры-грязеуловители;

- фильтры-решетки;

- узел регулирования давления;

- узлы с предохранительными устройствами;

- узел учета (в случае необходимости ведения оперативного контроля прохождения нефти через промежуточные станции);

- технологические трубопроводы с запорной арматурой.

- камеру пуска-приема очистных устройств

- системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации, пожаротушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, АСУ, связи, производственно -б ытовые здания и сооружения.

1.2. Назначение и состав НПС без емкости

Перекачивающая насосная станция без емкости предназначена для повышения давления в магистральном нефтепроводе пр и перекачке нефти.

Нефтеперекачивающая станция _____________ введена в эксплуатацию в _______году, является структурным подразделением ОАО МН ____________ и представляет собой комплекс сооружений и устройств для перекачки нефти по магистральному нефтепровод у __________ на участке ____________.

Проект нефтеперекачивающий станции разработан __________.

В состав НПС ______ входят:

- насосная станция с магистральными насосными агрегатами и системой смазки, охлаждения и откачки утечек;

- фильтры-грязеуловители;

- узел регуляторов давления;

- система сглаживания волн давления;

- технологические трубопроводы;

- системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации, пожаротушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, АСУ, связи, производственно-бытовые здания и сооружения.

Вспомогательные системы насосных агрегатов

Каждый насосный агрегат оборудован и оснащен системами:

- маслосмазки;

- утечек нефти;

- система охлаждения;

- вентиляции.

3.3.1. Система маслосмазки

Предназначена для принудительной смазки подшипников качения и скольжения насосов и электродвигателей.

В качестве смазки подшипников применяется турбинное масло Т-22 или Т-30 (использование масла ТП-22С согласовывается с заводом изготовителем).

Техническая характеристика масла, применяемого в системе маслосмазки, должна соответствовать требованиям ГОСТ 32-74.

Система смазки магистральных насосных агрегатов состоит из рабочего и резервного масляного насосов, оборудованных фильтрами очистки масла, рабочего и резервного маслобаков, аккумулирующего маслобака и маслоохладителей.

Масло с основного маслобака забирается работающим маслонасосом типа _______, проходит через маслофильтр и подается на маслоохладители, откуда поступает в аккумулирующий бак, расположенный на высоте 6 ... 8 м от уровня пола насосной. С аккумулирующего бака масло подается к подшипникам насосного агрегата и далее возвращается в маслобак. Рабочая температура масла в общем коллекторе перед поступлением на магистральные насосные агрегаты должна находится в интервале от +35 до +55 °С, при превышении температуры масла на выходе из маслоохладителя более +55 °С, автоматически включаются дополнительные вентиляторы обдува. При низкой температуре масла допускается работа маслосистемы , минуя маслоохладители.

Давление масла перед подшипниками насоса и электродвигателя устанавливается не более 0,08 М П а и не менее 0,03 МПа. Регулирование подачи масла к каждому подшипнику осуществляется с помощью подбора дроссельных шайб, устанавливаемых на подводящих маслопроводах.

3.3.2. Система нефтеутечки

Служит для сбора утечек нефти с магистральных насосных агрегатов и состоит из насосов откачки утечек типа _____ - 2 шт. и емкости сбора утечек V = ____ м 3 - 2 шт.

Утечки нефти с торцовых уплотнений насосов поступают в емкости сбора утечек ____.

Система утечек оснащена защитой по максимальным утечкам. Для контроля утечек магистральных насосных агрегатов установлен бачок сигнализации особой конструкции. При превышении рабочего уровня нефти в бачке срабатывает защита на отключение насосного агрегата.

Откачка нефти из емкостей сбора утечек ______ производится автоматически, включением вертикального насоса типа _______ в резервуар сброса ударной волны РВС - _____ или на прием насоса откачки утечек _____ и далее на прием насосной станции. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ НПС

Вспомогательные системы НПС служат для нормального функционирования магистральной насосной станции и должны всегда находиться в исправном работоспособном состоянии.

К вспомогательным системам НПС относятся системы:

- пенного пожаротушения;

- водоснабжения;

- канализации;

- теплоснабжения.

ВОПРОС 5. Насосные станции нефтебаз.

Насосные станции

Эксплуатация технологических трубопроводов невозможна без использования насосных станций, которые являются важнейшими объектами нефтебазы и предназначены для внутрибазовых перекачек нефти и нефтепродуктов из одной группы резервуаров в другую, для налива и слива железнодорожных и автомобильных цистерн и наливных судов.

Насосные станции могут быть стационарными и передвижными.

Стационарные насосные станции наиболее распространены и по своему положению относительно поверхности земли могут быть наземными, полуподземными и подземными.

Оборудование стационарных насосных станций, включающих насосы с трубопроводной обвязкой, задвижки, обратные клапаны, перепускные устройства, двигатели для привода насосов с пусковыми и защитными устройствами, КИП и систему управления размещаются, как правило, в зданиях, сооружаемых в соответствии с требованиями СНиП II. 106-79 и оборудованных средствами противопожарной защиты, вентиляцией, освещением и отоплением. Если число основных рабочих насосов (не считая резервных и вспомогательных) на насосной станции не более пяти для нефтебаз I и II категорий и не более десяти для нефтебаз III категория, то задвижки системы управления для переключения технологических трубопроводов, собранные в блоки (манифольды), разрешается размещать в одном помещении с насосами.

При размещении задвижек системы управления вне здания насосной их следует устанавливать не ближе 1 м от глухой стены насосной и 3 м от стены с оконными или дверными проемами. На всасывающих и нагнетательных трубопроводах, подходящих к насосной станции, необходимо устанавливать также аварийные задвижки на расстоянии 10/50 м от здания насосной.

Конструктивно здания стационарных насосных станций выполняют с раздельной или совместной установкой насосов и электродвигателей. Совместную установку применяют при взрывозащищенном исполнении электродвигателей, пригодных для эксплуатации в помещениях класса В-1а. Во всех остальных случаях помещения насосов и электродвигателей разделяются капитальной стеной с исковыми устройствами для промежуточных валов.

Стационарные насосные станции обычно располагают в наиболее низких местах площадки нефтебазы, чтобы улучшить всасывания насосов.

Плавучие насосные станции применяют на прибрежных нефтебазах расположенных на берегах рек и озер с большим колебанием уровня воды. В этих условиях береговые насосные станции могут откачивать нефтепродукты из нефтеналивных судов при низких горизонтах воды. Применение плавучих насосных станций, смонтированных на баржах или понтонах, пришвартованных к борту нефтеналивного судна, позволяет производить перекачку независимо от уровня в водоеме.

Плавучие насосные станций оборудуют, как правило, грузовыми насосами для выкачки нефтепродуктов, зачистными насосами для зачистки танков нефтеналивного судна, балластные насосы – для заполнения водой и опорожнения балластных отсеков (танков) и пожарными насосами. С береговыми трубопроводами плавучие насосные станции соединяются при помощи гибких шлангов или трубопроводов с шаровыми соединениями.

Морские и речные танкеры выгрузку нефтепродуктов производят собственными насосными установками.

Передвижные насосные установки монтируются на шасси автомашин и прицепов и служат для перекачки нефтепродуктов на временных складах горючего, для временной замены вышедших из строя стационарных насосных станций, для сбора разлившегося продукта при авариях трубопроводов и резервуаров.

Привод насосов на передвижных насосных установках может осуществляться от электродвигателя, подключаемого в энергосеть нефтебазы.

Основным оборудованием насосных станций являются насосы и привод к ним. К вспомогательному оборудованию относятся системы для подачи масла к узлам трения, охлаждения, пожаротушения, вентиляции, подачи сжатого воздуха к приборам и устройствам управления.

Для перекачки нефтепродуктов и нефтей используются центробежные, поршневые и шестеренчатые насосы. Область применения насосов каждого из указанных типов определяется вязкостью перекачиваемого продукта, требуемой подачей насоса и другими условиями перекачки.

Наибольшее распространение получили центробежные и поршневые насосы

Центробежные насосы отличаются небольшой массой и простотой эксплуатации.

При монтаже обвязочных трубопроводов центробежных насосов большое значение имеет правильная установка всасывающих трубопроводов, исключая образование воздушных мешков. Особенно важно правильно установить горизонтальные линии всасывающих трубопроводов, на которых не должно быть участков, расположенных выше, чем верхняя точка всасывающего штуцера насоса. Всасывающие трубопроводы должны быть смонтированы таким образом, чтобы воздух не мог скапливаться в трубопроводе.

Поршневые насосы используют на насосных станциях для перекачки высоковязких нефтепродуктов, а также газожидкостных смесей, образующихся, например, при зачистке резервуаров.

В настоящее время для перекачки высоковязких нефтепродуктов наряду с поршневыми применяют и винтовые насосы, которые могут соединяться с электродвигателями без промежуточных редукторов. Бинтовые насосы выпускают подачей 2/500 м3/ч и давлением до 20 МПа при КПД до 60/80%.

ВОПРОС 7. Принцип действия центробежного насоса. Насосы основные , подпорные их конструкция. Подшипники.

Принцип действия центробежных насосов

Центробежные и осевые насосы

Устройство центробежного насоса показано на рис. 2.1. Внутри корпуса насоса 1, имеющего, как правило, спиральную форму, на валу 2 жестко закреплено рабочее колесо 3. Рабочее колесо состоит из заднего и переднего дисков, между которыми установлены лопасти 4, отогнутые от радиального направления в сторону, противоположную направлению вращения рабочего колеса. С помощью патрубков 5 и 6 корпус насоса соединен со всасывающим и напорным трубопроводами.

 

Если при наполненных жидкостью корпусе и всасывающем трубопроводе привести во вращение рабочее колесо, то жидкость, находящаяся в каналах рабочего колеса (между его лопастями), под действием центробежной силы будет отбрасываться от центра колеса к периферии. В результате этого в центральной части колеса создается разрежение, а на периферии — повышенное давление. Под действием этого давления жидкость из насоса поступает в напорный трубопровод, одновременно через всасывающий трубопровод под действием разрежения жидкость поступает в насос. Таким образом осуществляется непрерывная подача жидкости центробежным насосом.

Центробежные насосы могут быть не только одноступенчатыми (с одним рабочим колесом), как показано на рис. 2.1, но и многоступенчатыми (с несколькими рабочими колесами). При этом принцип их действия во всех случаях остается одним и тем же — жидкость перемещается под действием центробежной силы, развиваемой вращающимся рабочим колесом.Рабочее колесо осевого насоса (см. рис. 2.2) представляет собой втулку, на которой укреплено несколько удобообтекаемых крылообразных лопастей. При вращении колеса вокруг оси лопасти воздействуют на поток таким образом, что создается подъемная сила, под действием которой жидкость перемещается вдоль втулки колеса. Рабочее колесо осевого насоса вращается в трубчатой камере, и основная масса потока в пределах колеса движется в осевом направлении. Одновременно перекачиваемая жидкость несколько закручивается рабочим колесом. Для устранения вращательного движения в камере на некотором расстоянии от рабочего колеса устанавливают выправляющий аппарат, через который жидкость поступает в коленчатый отвод насоса и далее в напорный трубопровод.За рубежом получили распространение так называемые диагональные насосы, конструкция которых совмещает в себе признаки центробежных и осевых насосов. В отличие от центробежных в диагональных насосах поток выходит из колеса под углом не в 90, а в 45 °. Как и осевые, диагональные насосы, как правило, выпускают в вертикальном исполнении, т. е. с вертикально расположенным валом.

Основной

Рисунок 1.2 - Разрез основного магистрального насоса типа НМ

Основным элементом центробежного насоса является рабочее колесо 5, где осуществляется передача энергии от двигателя к жидкости путем воздействия лопаток вращающего колеса. Корпус насоса 3 имеет спиральный подвод 7 и улиточный отвод 6. Корпус имеет горизонтальный разъем. Рабочее колесо насаживается на вал 2 с помощью шпонки. Важную роль в насосе играют уплотнения: 1) уплотнение рабочего колеса 4 щелевого типа и 2) концевое уплотнение вала торцевого типа 9.

Основными подшипниками являются подшипники скольжения 10; они непрерывно смазываются маслом под станционной системой смазки. Для восприятия осевых усилий устанавливается радиально-упорный подшипник 1. Под номером 13 изображены разделительные втулки. При помощи труб 12 осуществляется отвод утечек из камер сбора утечек. Насос соединяют с двигателем при помощи зубчатой муфты 11.

В подпорной насосной размещены три подпорных насоса марки НПВ 3600-90 (два рабочих и один резервный), с возможностью параллельного и последовательного подключения [4].

Рисунок 1.3 - Разрез подпорного вертикального насоса типа НПВ

В целях уменьшения капитальных затрат на строительство зданий подпорных насосных станций (цехов) в последнее время устанавливают вертикальные подпорные насосы в открытом исполнении.

Конструктивно этот насос, расположенный в нижней части стакана 11, сходен с насосом НМП. Он также имеет рабочее колесо 2, предвключенные колеса 1, 3, вал 13, спиральный корпус 16, нагнетательные патрубки 5, 12, подводы 14,17.

На верхний фланец фонаря 8 устанавливается электродвигатель, соединяемый с помощью муфты с валом насоса.

Весь вал вращается на подшипниках скольжения 4, 18. Напорные патрубки конструктивно переходят в напорную крышку 9.

Подшипник 7-радиально-упорный. Он воспринимает нагрузку от вала двигателя. В месте выхода вала 13 из напорной крышки устанавливается торцевое уплотнение 10.

Стакан герметичный, он эксплуатируется под абсолютным давлением (0,05…0,1) МПа. Он опускается в колодец глубиной 3-4 м. Это позволяет увеличить подвод на входе насоса НПВ.

ВОПРОС 9. Эксплуатация устройств разгрузки.

Осевая сила Т может быть вычислена из уравнения 

T = π / 4 (D12 - Ds2)(p2 - p1).

где D1 — диаметр входа в рабочее колесо; Ds — диаметр вала.В действительности осевая сила несколько меньше, чем вычисленная по этой формуле. Это объясняется тем, что, во-первых, разность давлений p2 - p1 меньше, чем полный напор насоса, так как жидкость за колесом находится во вращении, и, во-вторых, в связи с изменением направления движения жидкости в рабочем колесе от осевого к радиальному возникает противоположно направленное осевое усилие. Однако разгружающая осевая сила существенно мала по сравнению с той, которая возникает под действием разности давления на задний диск рабочего колеса.Если в одноступенчатых насосах одностороннего всасывания осевая сила может быть надежно воспринята упорным подшипником, то это будет самым экономичным решением. В противном случае необходимо принять меры для уменьшения осевой силы, действующей на упорный подшипник. Это уменьшение может быть достигнуто только при понижении КПД насоса.Обычно применяют один из двух методов устранения или уменьшения осевой силы. По первому методу за рабочим колесом располагают камеру 4 (см. рисунок 5), отделенную от напорной полости уплотнительными кольцами с малым радиальным зазором. Камера сообщается с входной полостью 1 рабочего колеса 2 через отверстия 5, просверленные в заднем диске 3. В некоторых случаях разгрузочную камеру 4 с помощью канала 6 сообщают с входным патрубком. Устройство специального канала, соединяющего разгрузочную камеру с входным патрубком, является лучшим решением, чем сверление отверстий в диске колеса, так как струя жидкости, выходящая через эти отверстия, направлена против потока на входе в рабочее колесо и нарушает его. 

    рис. 5. Схема возможной разгрузки рабочего колеса от осевого усилия   При втором методе уравновешивания осевой силы применяют ребра, расположенные с наружной стороны заднего диска. При вращении рабочего колеса вследствие наличия ребер снижается давление в полости между колесом и корпусом. На рисунке 6 изображены характерные кривые осевой силы для неуравновешенного колеса (кривая 1), для колеса с разгрузочной камерой у заднего диска и девятью отверстиями диаметром 10 мм в ступице (кривая 2) и ребрами на заднем диске (кривая 3).Как видно из графиков, изображенных на рисунке, второй метод является более дешевым и эффективным по сравнению с первым; при этом увеличение мощности соответствует мощности, теряемой в обычных условиях из-за утечек.     рис. 6. График изменения осевой силы   Однако самым эффективным способом разгрузки ротора одноступенчатого насоса от осевого усилия является применение насосов с колесами двустороннего всасывания — типа Д (см. рисунок 7), у которых благодаря симметрии не возникает осевого усилия. У этих насосов имеется раздваивающийся полуспиральный подвод 3. В рабочем колесе 1 эти потоки соединяются и выходят в общий спиральный отвод. Разъем корпуса насоса горизонтальный, благодаря чему обеспечивается возможность вскрытия, осмотра, ремонта, замены отдельных деталей и всего ротора без демонтажа трубопроводов (напорный и всасывающий патрубки подсоединены к нижней части корпуса). Вал насоса защищен от износа закрепленными на валу сменными втулками. Эти же втулки крепят рабочее колесо в осевом направлении. Сальники, уплотняющие подвод насоса, имеют кольца гидравлического затвора 2. Жидкость подводится к ним под давлением из отвода насоса по трубам. Радиальная нагрузка ротора воспринимается подшипниками скольжения. Для фиксации вала в осевом направлении и восприятия осевого усилия, которое может возникнуть при неодинаковом изготовлении или износе одного из уплотнения рабочего колеса, в левом подшипнике имеются радиально-упорные шарикоподшипники 4. Насосы двухстороннего всасывания имеют большую высоту всасывания, чем насосы одностороннего всасывания при тех же подаче и частоте вращения вала.     рис. 7. Одноступенчатый насос двустороннего всасывания   Одноступенчатые насосы имеют ограниченный напор. Поэтому когда необходимый напор насоса не может быть создан достаточно экономично одним рабочим колесом, в конструкции многоступенчатого насоса применяют ряд последовательно расположенных колес. Схема многоступенчатого секционного центробежного насоса показана на рисунке 8. Каждая ступень такого насоса состоит из рабочего колеса 1 и направляющего аппарата 2, который направляет поток к следующему рабочему колесу. В таком насосе напор повышается пропорционально числу колес.   

Вопрос11. Характеристика насоса НСЦ-1 приведена на рисунке 3.

Рис. 3. Характеристика насоса НЦС-1

ВОПРОС 12 Влияние свойств перекачиваемой жидкости на характеристику насоса.

Выбор материала насоса в зависимости от агрессивности перекачиваемой жидкости.

От правильного выбора материала, качества выполнения монтажных работ, ввода в эксплуатацию и обслуживания насосного агрегата зависит его эксплуатационная надежность.Если выбранный материал соответствует условиям эксплуатации, то можно избежать неисправностей насоса, обусловленных коррозией, эрозией и кавитацией. Необходимо, чтобы заказчик при оформлении заказа информировал изготовителя об условиях эксплуатации. Исследование перекачиваемой жидкости позволяет выбрать материал. Правильно подобранный материал обусловливает продолжительность работы насоса и его эксплуатационную надежность. Известно, что невыявление некоторых компонентов, например хлора, приводит к серьезным повреждениям насосов вследствие коррозии. При этом снижается срок службы насоса. Следствием этого являются простои производства и крупные ремонтные работы, часто требующие больших затрат. Потому при определении устойчивости материалов к воздействию коррозии необходимо иметь сведения о наличии в жидкостях нежелательных компонентов.Большое значение во многих случаях для выбора материала имеет определение состава воды. При подаче агрессивных жидкостей, содержащих твердые частицы, выбору материала следует уделить, особое внимание. Материал должен быть устойчив к действию коррозии и эрозии. Он должен быть износостойким.

Металлы выбирают с помощью таблиц, в которых указывается степень устойчивости материалов к действию различных перекачиваемых жидкостей. В таблице приведены наиболее распространенные материалы, для изготовления насосов и различные перекачиваемые среды. Наряду с металлами для общего сведения в таблице рассматриваются также сурьмянистый свинец, эбонит, керамика и фарфор.Таблицы не являются рецептом для выбора того или иного материала. Выбирая материал, необходимо помнить о том, что устойчивость его, к действию агрессивных срёд определяется многочисленными факторами, которые зачастую очень трудно найти. Достаточно небольших отклонений в составе агрессивных сред (обусловленных, например, различием источников), незначительного изменения давления, температуры, скорости обтекания и т.д., чтобы значительно изменить свойства материала. Указанные различия могут иметь большое значение для образования защитных покрывных слоев, которые являются единственными носителями стойкости.

Различия в технологии изготовления и обработке металлов могут повлечь за собой также изменения свойств материала, например, корродирующие свойства хромоникелевых сталёй из меняются в результате неправильной термообработки. Аустенитная структура образуется лишь частично, и материал теряет высокую устойчивость к действию коррозии.В сомнительных случаях следует провести исследования и их результаты использовать для правильного выбора материала при изготовлении соответствующего насосного агрегата, что позволит гарантировать увеличение, срока службы и надежность работы.

Вопрос 14. Кавитация в магистральных центробежных насосах. Кавитационный запас.

Высота всасывания насосов и явление кавитации

Центробежные и осевые насосы

Жидкость по всасывающему трубопроводу к рабочему колесу насоса подводится под действием разности давления в приемном резервуаре и абсолютного давления в потоке у входа в колесо. Последнее зависит от расположения насоса относительно уровня поверхности жидкости в резервуаре и режима работы насоса. На практике встречаются три основные схемы установки центробежных насосов:  

ось насоса выше уровня жидкости в приемном резервуаре (камере) - рис. 2.9, а; 

ось насоса ниже уровня жидкости в приемном резервуаре (см. рис. 2.9, б) ; 

жидкость в приемном резервуаре находится под избыточным давлением (см. рис. 2.9,6).

Из уравнения Бернулли для двух сечений (в нашем случае для уровня жидкости в приемном резервуаре 0 — 0 и сечения 1 — 1 на входе в насос (см. рис. 2.8) )следует

 

где hп.в. — потери во всасывающем трубопроводе; рa — атмосферное давление, Па; рв — абсолютное давление на входе в насос, Па; св — скорость на входе в насос, м/с.

Левая часть уравнения (2.26) представляет собой вакуумметрическую высоту всасывания насоса и измеряется в метрах столба перекачиваемой жидкости.

Рис. 2.9. Схемы установки центробежных насосов

Из выражений (2.26) и (2.27) следует:

Если вода в насос поступает с подпором (см. рис. 2.9,б), то

Отрицательное значение Hв указывает на работу насоса с подпором. При работе насоса по схеме, показанной на рис. 2.9, в, выражение вакуумметрической высоты всасывания приобретает вид:

где P — абсолютное давление среды над свободной поверхностью жидкости, Па.

В зависимости от конструкции лопастного насоса геометрическую высоту всасывания отсчитывают по-разному. Для горизонтальных насосов Hг.в — это разность отметок оси насоса и уровня жидкости в приемном резервуаре. Для насосов с вертикальным валом Нг.в отсчитывается от середины входных кромок лопастей рабочего колеса (в многоступенчатых насосах колеса первой ступени) до свободной поверхности жидкости в приемном резервуаре (камере, скважине).Нормальная работа центробежного насоса обеспечивается в таком режиме, когда абсолютное давление во всех точках его внутренней полости больше давления насыщенных паров перекачиваемой жидкости при данной температуре. Если такое условие не соблюдается, то начинаются явления парообразования и кавитации, которые приводят к уменьшению или даже прекращению подачи насоса (насос «срывает»).Кавитацией называют процессы нарушения сплошности потока жидкости, происходящие там, где местное давление понижается и Достигает определенного критического значения. При этом наблюдается образование большого количества мельчайших пузырьков, наполненных парами жидкости и газами, выделившимися из нее. Образование пузырьков внешне похоже на кипение жидкости. Возникшие в результате понижения давления пузырьки увеличиваются в размере и уносятся потоком. При этом наблюдается местное повышение скорости движения жидкости вследствие стеснения поперечного сечения потока выделившимися пузырьками пара или газа.Попадая в область с давлением выше критического, пузырьки разрушаются, при этом их разрушение происходит с большой скоростью и поэтому сопровождается местным гидравлическим ударом в данной микроскопической зоне. Так как конденсация занимает некоторую область и протекает непрерывно в течение длительного времени, это явление приводит к разрушениям значительных площадей поверхности рабочих колес или направляющих аппаратов. Практически появление кавитации при работе насоса можно обнаружить по характерному потрескиванию в области всасывания, шуму и вибрации насоса. Кавитация сопровождается также химическим разрушением (коррозией) материала насоса под действием кислорода и других газов, выделившихся из жидкости в области пониженного давления.При одновременном действии коррозии и циклических механических воздействий прочность металлических деталей насоса быстро снижается. При этом воздействие кавитации на металлические детали насоса усиливается, если перекачиваемая жидкость содержит взвешенные абразивные вещества: песок, мелкие частицы шлака и т. п. Под действием кавитации поверхности деталей становятся шероховатыми, губчатыми, что способствует быстрому их истиранию взвешенными веществами. В свою очередь эти вещества, истирая поверхности деталей насоса, способствуют усилению кавитации.Кавитационному разрушению наиболее подвержены чугун и углеродистая сталь. Более устойчивы в этом отношении бронза и нержавеющие стали. В целях повышениях устойчивости деталей насосов применяют защитные покрытия. Для этого поверхности деталей наплавляют твердыми сплавами, используют местную поверхностную закалку и другие способы защиты. Однако основной мерой борьбы с преждевременным износом проточной части насосов является предупреждение кавитационных режимов их работы.

Для бескавитационной работы насоса необходимо обеспечить условия, при которых давление на входе в насос рв было бы больше критического, т. е. больше давления насыщенных паров перекачиваемой жидкости р„. Для предотвращения явления кавитации необходимо, чтобы удельная энергия потока (отнесенная к оси рабочего колеса насоса) была достаточной для обеспечения скоростей и ускорений в потоке при входе в насос и преодоления гидравлических сопротивлений без падения местного давления до значений, ведущих к образованию кавитации.

Кавитационный запас, т. е. превышение удельной энергии потока энергии, соответствующей давлению насыщенных паров перекачиваемой жидкости, равен:

 

где h — абсолютное давление на входе в насос.

Величина h зависит от типа и конструкции насоса. Для каждого насоса экспериментально устанавливается минимальное значение кавитационного запаса hмин. Но в технической характеристике насоса указывается значение допустимого кавитационного запаса, т. е. такого кавитационного запаса, который надежно обеспечивает работу насоса без изменений его основных технических показателей. Допустимый кавитационный запас hдоп=Kдh. Коэффициент запаса Кд в зависимости от конструкции, типа и назначения насоса принимают в пределах 1,1 — 1,5.Стандартом ИСО 2548 введено несколько иное понятие кавитационного запаса. В этом документе введен термин «суммарный напор всасывания при нагнетании» (т. е. при работе насоса). Этот термин обозначается (NPSH). Математически (NPSH) выражается так: 

где Z1 — расстояние от плоскости входа до оси рабочего колеса; рв-—избыточное давление на входе в насос.

На входе в насос давление рв, как правило, является отрицательной величиной. Сравнивая выражение (NPSH) с формулой, описывающей кавитационный запас, легко убедиться, что оно отличается только наличием члена Z1, который учитывает разность геометрических высот центра тяжести входного патрубка насоса и рабочего колеса. Для больших насосов эта величина может быть существенной.Из соотношений (2.27) и (2.31) следует, что допустимая вакуумметрическая высота всасывания

или

где па — напор, соответствующий атмосферному давлению (приведенная высота атмосферного давления), метры столба перекачиваемой жидкости; hн.п — напор, соответствующий давлению насыщенных паров перекачиваемой жидкости (приведенная высота давления насыщенных паров жидкости), метры столба жидкости.

Допустимая геометрическая высота всасывания вычисляется из соотношений (2.26) и (2.32)

или

Таким образом, допустимая геометрическая высота всасывания насосной установки равна допустимой вакуумной высоте всасывания насоса минус потери напора во всасывающем трубопроводе. В технической документации на насосы (каталогах, паспортах и пр.) указывается допустимая высота всасывания (или допустимый кавитационный запас) для нормальных условий, т. е. для атмосферного давления 0,1 МПа (что приблизительно соответствует 760 мм рт. ст.) и температуры перекачиваемой жидкости 20°С.

Для воды и сточной жидкости допустимая высота всасывания применительно к реальным условиям эксплуатации насоса вычисляется по соотношению

а допустимая геометрическая высота всасывания — по формуле

или

где Нв.доп. —номинальная допустимая высота всасывания (по каталогу); pа/pg — приведенная высота атмосферного давления, м вод. ст.; 0,24 —• значение Hп.п для воды при t=20С.Значения приведенной высоты атмосферного давления pа/pg в зависимости от расположения местности над уровнем моря указаны ниже:

Высота надуровнем моря, м

-600

100

200

300

400

500

600

700

800

100

1500

2000

pа/pg, м вод.ст. 

11.3

10.3

10.2

10.1

10

9.8

9.7

9.6

9.5

9.4

9.2

8.6

8.4

 Значения высоты давления насыщенных водяных паров hн.п в зависимости от температуры воды приведены ниже:

 

Температура, °С

5

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

hн.п м водного ст.

0.09

0.12

0.24

0.43

0.75

1.25

2.02

3.17

4.82

7.14

10.33

Потери напора во всасывающем трубопроводе складываются из потерь на трение при движении жидкости по трубе и потерь на местные сопротивления

где i — потери напора на 1 м длины трубы; l — длина трубопровода; E£ — сумма коэффициентов местных сопротивлений; с — скорость движения при входе в фасонную часть (арматуру), м/с.

Вопрос 15. Характеристика трубопровода

Практическое значение характеристик центробежных насосов

Характеристики центробежных насосов имеют большое практическое значение и обязательно должны быть приведены в каталогах. Правильная эксплуатация центробежного, насоса возможна только при наличии его характеристики, так как, зная характеристику, возможно определить производительность насоса в тех или иных конкретных условиях.Допустим, что рассматриваемый насос перекачивает воду из водоема А в резервуар Б. Он должен развить давление, равное сумме:

(1-8)

где: Нг - геометрическая высота нагнетания;         - сумма всех гидравлических потерь в трубопроводе.Эта сумма будет, очевидно, зависеть от скорости движения воды в трубопроводе, которая в свою очередь зависит от производительности насоса и может быть определена расчетным путем. Графическое изображение зависимости правой части уравнения (1-8) от расхода называется характеристикой или кривой сопротивления трубопровода.

Рис. 1-11. Характеристика трубопровода и рабочая точка центробежного насоса.А - рабочая   точка;   / - характеристика   трубопровода;  // - характеристика  насоса.

Для построения такой кривой надо (рис.1-11) от горизонтальной линии, проведенной на расстоянии Нг от оси абсцисс, отложить , вычисленное для разных расходов. Точка пересечения характеристики насоса с характеристикой трубопровода называется рабочей точкой рассматриваемой системы, так как только в этой точке расход в трубопроводе будет равен производительности насоса, т. е. будет соблюдено безусловное требование совместной работы данного насоса с данным трубопроводом.В точке А (рис. 1-11) Q = 0,3 м3/сек и развиваемый насосом напор Н=73 м вод. ст.При подборе насоса следует стремиться к тому, чтобы его рабочая точка оказалась в зоне устойчивого режима и в области максимальных значений к. п. д. насоса.Производительность центробежного насоса пропорциональна скорости вращения его рабочего колеса, т. е. если, например, при прочих равных условиях в 2 раза увеличить скорость вращения, то и производительность увеличится в 2 раза.Это можно записать в виде пропорции

     (1-9)

Развиваемый напор пропорционален квадрату скорости вращения или

 (1-10)

Так как потребляемая мощность пропорциональна произведению , то можно написать:

или

 (1-11)

Пользуясь этими пропорциями, можно всегда определить, что произойдет с насосом при изменении скорости вращения его рабочего колеса.

Вопрос 19. 1.3.1 Узел учета нефти

Узел учета предназначен для измерения количества нефти при коммерческом и оперативном учете.

Узел учета нефти производства ЗАО «РС Технологии» (г. Бугульма) выполнен на базе турбинных датчиков расхода, в соответствии с руководящими документами по учету нефти РД 153-39.4-042-99 и МИ 2693-2001 и состоит из технологической части и аппаратуры сбора и обработки информации.

 Технологическая часть имеет в составе блок фильтров, блок измерительных линий, блок контроля качества и изготавливается в блочно-модульном исполнении. Каждый блок выполняется в железнодорожных габаритах на рамных основаниях. Силовая и контрольная кабельная разводки внутри блоков монтируется на заводе и выводятся на взрывозащищенные клеммные коробки. Внутри блок-бокса устанавливаются сигнализаторы загазованности и пожара, взрывозащищенные электроотопители, осветительная арматура и вентилятор [8].

Таблица 1.2 – Технические характеристики узла учета нефти

Предел основной приведенной погрешности:

  - при коммерческом учете

±0,25%

  - при оперативном учете при обводненности:

- до 30%

±0,5%

- более 30%

±1,0%

Условный проход входного и выходного коллекторов

400 мм

Условный диаметр турбинного преобразователя расхода жидкости

150 мм

Пропускная способность узла учета

до 3000 т/час

Рабочее давление

2,5 - 6,3 МПа

← Предыдущая
Страница 1
Следующая →

Файл

ШПОРЫ эксплуатация2.docx

ШПОРЫ эксплуатация2.docx
Размер: 376.6 Кб

.

Пожаловаться на материал

Состав сооружений магистральных нефтепроводов. Классификация нефтеперекачивающих станций и характеристика основных объектов. Вспомогательные системы насосных агрегатов. Насосные станции нефтебаз. Принцип действия центробежного насоса. Насосы основные, подпорные их конструкция. Эксплуатация устройств разгрузки. Влияние свойств перекачиваемой жидкости на характеристику насоса. Кавитация в магистральных центробежных насосах. Кавитационный запас. Характеристика трубопровода. Узел учета нефти

У нас самая большая информационная база в рунете, поэтому Вы всегда можете найти походите запросы

Искать ещё по теме...

Похожие материалы:

Офтальмология. Ответы на тесты

Теоретические и методические вопросы организации благоустройства объекта

Курсовой проект. Благоустройство территорий учебных заведений в настоящее время является жизненной необходимостью, так как достаточно большое количество часов рабочего дня дети проводят именно в учебном заведении

Розвиток Олімпійських ігор

Реферат на тему: Розвиток Олімпійських ігор. Загальна характеристика першого періоду Ігор Олімпіад. Початок четвертого періоду олімпійського руху сучасності.

Мікрофлора води та її методи дослідження

Курсова робота. Що собою представляє мікрофлора води. Бактеріологічне та вірусологічне дослідження води. Методи очистки води

Преступления против здоровья населения и общественной нравственности

Понятие и виды преступлений против здоровья населения и общественной нравственности. Незаконное занятие частной медицинской практикой или частной фармацевтической деятельностью (ст. 235 УК РФ). Организация объединения, посягающего на личность и права граждан (ст. 239 УК РФ)

Сохранить?

Пропустить...

Введите код

Ok