Ремонт рабочего колеса центробежного насоса

курсовая работа

1. Конструкция, назначение и условия работы насосного агрегата типа НПВ-1250-60

Кавитацией называется нарушение сплошности потока жидкости, обусловленное появлением в ней пузырьков или полостей, заполненных паром или газом. Кавитация возникает при понижении давления, в результате чего жидкость закипает или из нее выделяется растворенный газ. В потоке жидкости такое падение давления происходит обычно в области повышенных скоростей. В большинстве случаев выделение газа, из раствора не играет существующей роли. В этом, случае кавитацию часто называют паровой. Паровую кавитацию сопровождают следующие основные явления:

1) Конденсация пузырьков пара, который увлекается потоком в область повышенного давления.

2) Эрозия металла стенок канала. При конденсации пузырьков пара давление внутри пузырька остается постоянным и равным упругости насыщенного пара, давление же жидкости повышается по мере продвижения пузырька. Частицы жидкости, окружающие пузырек, находятся под действием разности давления жидкости и давления внутри пузырька и движутся к его центру ускоренно. При полной конденсации пузырька происходит столкновение частиц жидкости, сопровождающееся мгновенным местным повышением давления, достигающем тысяч атмосфер. Это приводит к выщербливанию материала стенок каналов, вызванному, по-видимому, усталостными явлениями. Описанный механический процесс разрушения стенок каналов называется эрозией и является наиболее опасным следствием кавитации.

3) Звуковые явления (шум, треск, удары) и вибрация установки, являющиеся следствием колебаний жидкости, которые вызваны замыканием полостей, заполненных паром.

4) В лопастных насосах кавитация сопровождается падением подачи, напора, мощности и к. п. д.

В лопастном насосе паровая кавитация возникает на лопатке рабочего колеса обычно вблизи ее входной кромки. Давление здесь значительно ниже, чем давление во входном патрубке насоса из-за местного возрастания скорости при натекании на лопатку и из-за гидравлических потерь в подводе.

Для исключения явления кавитации на магистральных центробежных секционных насосах при перекачке нефтепродуктов из товарного парка на НПЗ применяют подпорные насосы, создающие давление на входном патрубке магистрального насоса.

Рисунок 1 Насосный агрегат НПВ-1250-60 1 электродвигатель; 2 фонарь; 3 напорный патрубок; 4 входной патрубок; 5 стакан с насосом

Агрегаты электрические насосные нефтяные подпорные вертикальные (рисунок 1) предназначены для подачи нефти с температурой 268..353К (-5..+80С), плотностью =830..900 кг/м2 к нефтяным магистральным насосам по ГОСТ 12124-80 и создания необходимого подпора для их безкавитационной работы.

Агрегаты предназначены для эксплуатации во взрывоопасных зонах класса В-1Г (в соответствии с правилами устройства электроустановок) и перекачивания нефти, пары которой образуют взрывоопасные смеси с воздухом категории II А и группы Т3 по ГОСТ 12.1.011-78.

Насосы изготовлены по первой группе надёжности ГОСТ 6134-71 в климатическом исполнении V категории размещения I по ГОСТ 15150-69, и предназначены для эксплуатации на открытых площадках при нижнем значении предельной температуры окружающей среды -50С.

В условном обозначении электронасосного агрегата (насоса) цифры и буквы обозначают:

НПВ нефтяной подпорный вертикальный

1250 подача, м3/ч

60 напор, м.

Агрегаты изготавливаются в исполнении для взрывоопасных и пожароопасных производств.

1.1 Техническая характеристика

Насос НПВ-1250-60 имеет следующие технические характеристики:

Подача 1250 м3

Напор 60 м

Частота вращения ротора 1500 об/мин

Допускаемый кавитационный запас на оси рабочего колеса (на воде), не более 2,2 м

КПД (на воде), не менее 76%

Внешняя утечка через уплотнение насоса 0,3*10

Габаритные размеры 6155х2361 мм

Масса, не более 11940 кг

Допускается обточка рабочих колёс по наружному диаметру на 5 и 10% от номинального значения по рекомендациям предприятия изготовителя.

1.2 Устройство и принцип работы

Каждый электронасосный агрегат состоит из нефтяного вертикального подпорного насоса, вертикального асинхронного взрывозащищённого электродвигателя, типа ВАОВ, соединительной муфты, системы автоматики и контрольно-измерительных приборов.

Насос центробежный, вертикальный, одноступенчатый с осевым подводом жидкости. Рабочее колесо двустороннего входа, для повышения всасывающей способности колеса, применены предвключенные колёса.

Статорная часть насоса состоит из двух осевых подводов, отвода, переводных каналов, двух напорных секций, крышки с напорным патрубком и контрфланцем и фонаря под электродвигатель.

Нижней частью насос помещён в металлический стакан с приварным днищем, входным патрубком и опорной плитой. Стакан опорной частью плиты устанавливается на фундамент и крепится к нему фундаментными болтами. Для выпуска воздуха при заполнении для опорожнения насоса в стакане предусмотрены патрубок и трубка. Крышка устанавливается на опорную плиту стакана. На верхний фланец крышки устанавливается фонарь для монтажа электродвигателя.

Ротор насоса состоит из вала рабочего и предвключенных колёс, втулок уплотнения, шпонок и т.д. Направление вращения ротора по часовой стрелке, если смотреть со стороны приводного конца вала.

Гидравлическое осевое усилие ротора разгружается применением рабочего колеса двухстороннего входа.

Масса ротора и остаточное гидравлическое осевое усилие ротора воспринимается сдвоенным радиально-упорным шариковым подшипником, являющимся верхней опорой. Смазка шарикового подшипника консистентная ЦИАТИМ-202 ГОСТ11110-75 или Литол-24 ТУ 38-101139-71.

Для восприятия радиальных усилий в конструкции насоса предусмотрены два радиальных подшипника скольжения концевой (на нижнем конце вала) и промежуточный, смазываемых перекачиваемым нефтепродуктом.

Концевое уплотнение ротора торцевого типа ТМ120М ТУ 26-06-968-75. В полости крышки организован сборник утечек нефти из торцевого уплотнения. Для обогрева торцевого уплотнения и сборника утечек нефти при низких температурах окружающего воздуха, крышка насоса оснащена электрическим обогревателем. Во избежание больших потерь тепла, внешняя поверхность крышки насоса на месте эксплуатации насоса должна быть теплоизолирована.

Сборник утечек нефти опорожняться раз в 1,5..2 месяца при нормальной утечке из торцевого уплотнения. Для контроля уровня применяются сигнализаторы уровня жидкости СУЖ-3.

Делись добром ;)